发电厂电气发电机及网控规程

1、电气发电机及网控规程目 录前 言VII1 主题内容与适用范围12 引用标准13 发电机运行技术总则13.1 设备规范及技术资料13.1.1 发电机技术规范13.1.2 发电机机壳内氢气技术参数33.1.3 定子内冷水主要技术参数43.1.4 氢冷却器冷却水主要技术参数43.1.5 发电机及相关设备温度限制参数43.1.6 发电机励磁系统主要技术数据53.1.7 离相封闭母线的基本技术参数63.1.8金属封闭母线最热点的温度和温升的允许值63.1.9 发电机出口电压互感器73.1.10 发电机电压互感器用熔断器83.1.11 发电机出口避雷器83.1.12 发电机中性点接地变压器83.1.13

2、发电机微正压装置83.2 发电机允许运行方式93.2.1 发电机许可运行的一般规定93.2.2 氢温变化时允许运行方式123.3发电机变组的运行操作123.3.1发电机变组启动前的检查123.3.2发电机起动前应做下列试验143.3.3 发电机起动前的准备工作153.3.4 发电机的并列操作163.3.5 发电机升压、并列操作注意事项和有关规定173.3.6 准同期并列应严格遵守以下条件183.3.7 发电机并列后带负荷的规定183.3.8 发电机的解列193.4 发电机的运行维护和检查193.4.1 正常运行中，每班对机组进行一次详细检查，项目如下193.4.2 滑环和电刷的检查和维护203

3、.4.3 发电机无功电压的监视与调整213.5 励磁系统检查与维护213.5.1 励磁系统投运前的检查项目：213.5.2 励磁系统投运步骤213.5.3 开机前运行方式的选择223.5.4 起励方式选择223.5.5 励磁系统运行操作233.5.6 励磁系统停机操作233.5.7励磁系统运行中的检查243.5.8 HWLT-4型双微机励磁调节器装置的运行规定243.6 发电机异常运行及事故处理263.6.1 事故处理原则263.6.2 发电机紧急停运规定273.6.3 发电机的异常运行273.6.4 事故处理323.7 电气设备试验标准403.7.1 发电机试验项目403.7.2 每月电气设

4、备定期试验413.8 发电机微正压装置和出口封闭母线运行规定423.8.1 IPB系列微正压充气装置作用423.8.2 发电机出口封闭母线的运行与维护434 变压器技术标准454.2 变压器的投运484.3 变压器运行中的规定514.4 变压器运行中的检查564.5 变压器的停运574.6 变压器异常及事故处理595 厂用配电系统645.1 设备规范645.2 厂用电运行方式675.3 厂用电系统运行规定705.4 厂用电系统投运前的检查。725.6 厂用电系统的操作755.7 异常及事故处理785.8 电缆的运行816 电动机836.1 技术规范836.2 停送电操作及启停规定846.3 运

5、行规定876.4 运行检查和维护886.5 异常及事故处理897 直流系统957.1 技术规范957.2 运行方式967.3 运行操作977.4 监视与维护1007.5 异常处理1028 交流不停电电源UPS系统1058.2 UPS的运行方式1078.3 UPS运行中的检查与维护1078.4 UPS启停操作1088.5 UPS系统故障处理1109.2 柴油发电机组概述1139.2.8 柴油发电机的正常运行中的监视与维护。1149.7柴油发电机组热备用状态及启动1179.9 柴油发电机异常及事故处理11910 220KV系统运行技术标准12310.1 220KV系统交流系统运行方式12310.1

6、.1 交流系统概述及一般规定12310.1.2 220KV交流系统的正常运行方式12310.1.3 220KV交流系统非正常运行方式12410.2 倒闸操作规定12610.2.1 220KV交流系统一般操作规定12610.2.2 220KV交流系统具体操作规定12710.2.3 220KV系统倒闸操作注意事项12810.3 220KV系统停送电操作原则12810.3.1 220KV线路送电操作原则12810.3.2 220KV线路停电操作原则。12810.3.3 220KV系统母线停电操作原则（双母线改为单母线运行）12910.3.4 220KV系统母线送电操作原则（单母线恢复双母线运行）12

7、910.3.5 220KV系统的解、合环操作原则13010.3.6 220KV联络线合解环操作13010.3.7 #4（#5）发变组并网前后220KV系统侧操作原则13010.3.8 #4（#5）发变组解列后220KV系统侧操作原则13110.4 交流系统事故处理13110.4.1 交流系统事故处理总则13110.4.2 判断事故的依据13210.4.3 220KV交流系统事故处理13210.5 220KV配电装置运行标准13510.5.1 220KV系统LW10B-252W/3150A-50kA型断路器规范表：13510.5.2 220KV GW20-252D（W）隔离开关规范表：13710

8、.5.3 JW2-220（W）220KV系统接地刀闸规范:13910.5.4 220KV电流互感器及避雷器规范：13910.5.5 220KV电容式电压互感器规范：14010.5.6 氧化锌避雷器规范：14110.5.7 220KV导线参数：14210.5.8 配电装置运行规定和维护14210.5.8.1 220KV断路器14210.5.8.2 母线与刀闸14410.5.8.3 电压互感器及电流互感器14610.5.8.4 避雷器14710.5.8.5 电力电缆14710.5.9 配电装置异常运行及事故处理14810.5.9.1 断路器异常运行及事故处理14810.5.9.2 母线与刀闸151

9、10.5.9.3 电压互感器和电流互感器15210.5.9.4 电力电缆15310.6 220KV系统配电装置倒闸闭锁15410.7 直流系统运行标准15510.7.1 直流系统设备规范15510.7.1.1 蓄电池规范：15510.7.1.2 硅整流充电装置规范：15610.7.2 220V直流系统概况15710.7.3 220V直流系统运行与检查16010.7.4 直流系统异常运行及事故处理16210.8 继电保护及自动装置运行标准16410.8.1 一般规定16410.8.2 继电保护装置对运行人员的要求16610.8.3 保护装置动作或异常的处理16610.9 220KV五防操作系统的

10、技术配置和操作说明：16710.9.1 220KV五防操作系统的技术配置：16710.9.2 220KV五防操作系统的操作说明：16810.10网控综合自动化运行标准16910.10.1 系统简介16910.10.2 开、停机操作步骤16910.10.3 进入、退出系统17010.10.4 窗口基本操作17010.10.5 计算机监控系统图介绍（见图3）17210.10.6 CRT屏幕各显示区意义17310.10.7 系统事件一览表17310.10.8键令与鼠标的使用17410.10.9 调画面操作17510.10.10 调报表操作17710.10.11 调测定索引操作17710.10.12

11、调事故指导操作17710.10.13 调操作票修改打印后就地操作17810.10.14 启顺控流程操作17810.10.15 打印机使用17910.10.16 有关规定及注意事项17910.11不停电电源UPS运行标准18010.11.1 概述18010.11.3 UPS的运行方式18310.11.4 UPS的启动、停运及倒换操作18410.11.5 UPS 正常运行维护18510.11.6 UPS 异常处理18610.12 NSD500系列单元测控装置技术使用说明186前 言为满足某电力公司发电厂2×300MW机组和220KV系统升压站调试、试运和生产运行的需要，规范发电机和220

12、KV系统升压站运行各项操作，提高设备可靠性，延长设备使用寿命，达到发电机和220KV系统升压站启停操作正确、检查维护良好、运行参数控制准确、定期试验规范有序、事故预防和处理正确得当之目的，使2×300MW机组和220KV系统升压站处于安全、经济、稳定可靠状态下运行，特编写本标准。本标准编写过程中，当制造厂有明确规定时，遵照制造厂技术要求执行。制造厂无明确规定时，依据同类型设备系统的运行规范，并参考了如下行业标准：1、国电发（2000）9.28号防止电力生产重大事故的二十五项重点要求2、DL40891号（1991）电业安全工作规程（发电厂和变电站电气部分）3、GB/T70641996

13、透平型同步发电机技术要求4、GB1428593 继电保护和安全自动装置技术标准5、DL/T57295 电力变压器运行标准6、DL/T5871996 微机继电保护装置运行管理标准7、DL/T6501998 大型汽轮发电机自并励静止励磁系统技术条件8、发电机运行标准 水利电力部(82)水电电生字第24号9、电力工业技术管理法规(试行) 水利电力部(82)水电技字第63号10、发电厂厂用电动机运行标准 水利电力部(83)水电电生字第24号11、内蒙古电网调度管理标准标准按系统分篇编写，共八部分。由于编者水平所限，加上发变组及厂用电系统尚未安装完工及设计变更的不确定性等，影响本标准的严谨性，故恳请各位

14、同仁多提宝贵意见！本标准适用于发电厂2×300MW机组和220KV升压站的正常运行维护、倒闸操作和事故处理。 下列人员应熟悉本标准：1、北方电力联合公司乌拉山发电厂生产厂长、总工程师、副总工程师；2、北方电力联合公司乌拉山发电厂安生部有关领导及专业工程师；3、北方电力联合公司检修部有关领导及专业工程师、技术人员；4、北方电力联合公司乌拉山发电厂运行部有关领导及电气专业主管、技术员；5、值长、电气运行及各有关岗位运行人员；1921 主题内容与适用范围本标准规定了内蒙古乌拉山发电厂#4、5发电机运行必须遵循的参数、运行方式、运行操作、运行维护以及异常和事故处理的方法和基本原则。本标准适用

15、于运行人员及生产管理人员。2 引用标准国电发（2000）928号防止电力生产重大事故的二十五项重点要求DL40891号（1991）电业安全工作规程（发电厂和变电所电气部分）GB/T70641996 透平型同步发电机技术要求DL/T57295 电力变压器运行标准DL/T6501998 大型汽轮发电机自并励静止励磁系统技术条件发电机运行标准 水利电力部(82)水电电生字第24号DL/T5871996 微机继电保护装置运行管理标准发电厂厂用电动机运行标准 水利电力部(83)水电电生字第24号部颁电力工业技术管理法规部颁300MW汽轮发电机典型运行规程部颁300MW发电机运行导则哈尔滨电机厂“QFSN

16、-300-2汽轮发电机说明书”3 发电机运行技术总则3.1 设备规范及技术资料3.1.1 发电机技术规范名 称单 位技术参数型号QFSN-300-2视在功率MVA353额定功率MW300功率因素COS0.85定子电压kV20定子电流A10189额定励磁电压（计算值）V365额定励磁电流（计算值）A2642空载励磁电压V127空载励磁电流A1019设计效率%99.02频率HZ50额定转速R/min3000相数3定子绕组结线方式YY定子绕组引出线端子数个6短路比0.60转子绕组直流电阻(在75时)0.125定子绕组直流电阻(在75)时0.00228定子绕组每相对地电容F0.232转子绕组电感H0.

17、87纵轴同步电抗Xd186.1纵轴瞬变电抗Xd(非饱和值/饱和值)0.272/0.20纵轴超瞬变电抗Xd(非饱和值/饱和值)0.168/0.155负序电抗X2(非饱和值/饱和值)0.167/0.153零序XO(非饱和值/饱和值)0.077/0.073负序承载能力最大稳态值I22标么值0.1最大稳态值I22tS10临界转速一阶R/min1290二阶R/min3453噪声水平dBDB(A)90进相运行(COS0.95超前)连续转动惯量Nm27112.5绝缘等级F励磁方式自并励冷却方式定子绕组及引出线水冷转子绕组定子铁芯端部氢冷接地方式中性点经配电变压器高阻接地旋转方向汽端看顺时针定子吊装重量(不带

18、端盖、氢冷器)吨192转子重量吨49.2发电机内可充气容积M372制造厂家哈尔滨电机厂3.1.2 发电机机壳内氢气技术参数名 称单位技术参数额定压力（表压）Mpa(g)0.3允许偏差MPa±0.02最大表压MPa0.35冷却器出口的冷氢温度45允许偏差±1氢气额定纯度%98氢气最小纯度%95常温常压下绝对湿度G/m31.54额定温度压力下绝对湿度G/m34正常允许漏气量M3/d10正常允许漏汽率%33.1.3 定子内冷水主要技术参数名 称单位技术参数额定表压(绕组入口处)Mpa(g)0.2绕组入口允许最大表压MPa(g)0.25内冷水入口温度40-50额定流量M3/h30（

19、包括主引出线3m3/h）允许偏差M3/h±3铜化合物最大允许含量mg/L10020时的导电率µs/cm0.51.520的PH值7820的硬度µg/L220时的含氨量(NH3)微量3.1.4 氢冷却器冷却水主要技术参数名 称单位技术参数入口最高温度38入口最低温度20额定入口压力MPa(g)0.2最大入口压力MPa(g)0.25氢气冷却器的水压降MPa0.04一个氢冷器额定流水量m3/h100氢气冷却器的数量组2组(共4个)3.1.5 发电机及相关设备温度限制参数部件及介质名称最高温度()允许温升电阻法检温计法双金属温度计定子冷却水出口/85/定子绕组上、下层绕组间

20、/90/50集电环/120/转子绕组110/64定子铁芯/120/74定子端部结构件/120/74机壳内热氢气/7575/发电机轴承瓦体/90/3.1.6 发电机励磁系统主要技术数据励磁变型号ZSC9-3150/20参数名称单位技术数据励磁变容量 KVA3150励磁变变比 KV200.5%/0.75励磁系统调节器型号HWLT-4接线方式/Y -11高压侧绕组抽头±5%绝缘等级F级阻抗压降8%冲击试验电压（峰值）125KV灭磁开关型号UR36-64S强励电压 V912强励电流 A5284最大连续输出电流A2906.2最大连续输出电压V365强励顶值电压倍数 倍2.5强励时的顶值电流 A

21、5284强励持续时间不小于S20自动电压调整范围30110%手动电压调整范围10110%电压响应时间强励上升不大于0.08s、强减下降不大于0.15s整流屏铭牌数据（单屏）额定输出电压1200V DC整流屏铭牌数据（单屏）额定输出电流2900A DC整流元件型号采用KP2800A/4200V快熔用RSG-6-1KV/2800A整流屏可强励强励时间20秒，电流5800A（单屏）整流屏交直流侧主回路对地绝缘耐压4500V（1分钟）整流屏控制回路对地绝缘耐压1500V（1分钟）风机电源380V多屏并联运行的均流系数不小于0.853.1.7 离相封闭母线的基本技术参数基本技术参数主回路分支回路额定电压

22、（kV）2020最高电压（kV）2424额定电流（A）160001600额定频率（Hz）5050额定雷电冲击耐受电压（峰值kV）125.4125.4额定短时工频耐受电压（有效值kV）618.368.3动稳定电流（kA）4006302S热稳定电流（kA）160250泄漏比距（mm/kV）25253.1.8金属封闭母线最热点的温度和温升的允许值金属封闭母线的部件允许温度（）允许温升（k）导体9050螺栓紧固的导体或外壳的接触面镀银10565不镀7030外壳7030外壳支持结构7030绝缘件按GB/T11021由绝缘材料种类确定见表4注:金属封闭母线用螺栓紧固的导体或外壳的接触面用相同的金属或金属镀

23、层构成3.1.9 发电机出口电压互感器型号3XJDZ3-20序号名称型式:单相、环氧树脂浇注绝缘三组电压互感器公用参数额定电压(kV)20最高工作电压(kV)24额定短时工频耐受电压（有效值）(kV)68.3额定雷电冲击耐受电压（峰值）(kV)125.4一组下层变比20/3/ 0.1/3/0.1/3 kV绝缘等级全绝缘对应额定容量(VA)0.5级1003P级100二组中层变比20/3/ 0.1/3/0.1/3/0.1/3 kV绝缘等级半绝缘对应额定容量(VA)0.5级1003P级100三组上层变比20/3/ 0.1/3/0.1/3/0.1/3 kV绝缘等级半绝缘对应额定容量(VA)0.2级50

24、0.5级1003P级1003.1.10 发电机电压互感器用熔断器名称型式:RN4额定电压（kV）20额定电流（A）0.5断流容量（MVA）55003.1.11 发电机出口避雷器型号Y5W-25/53.4名称型式:无间隙氧化锌避雷器额定电压（kV）25持续运行电压（kV）15.36陡波冲击电流残压：（峰值）（kV）53.4雷电冲击电流残压（5kA，峰值）（kV）53.4操作冲击电流残压（峰值）（kV）33.62ms方波通流容量20次400A3.1.12 发电机中性点接地变压器容量（kVA）42变比20（kV）/0.23（kV）二次侧电阻（）ZX20-0.4二次抽头电阻（）0.3中性点电流变比5/

25、5A对应额定容量(VA)0.5级3.1.13 发电机微正压装置电源AC380V 50HZ(三相四线制)空压机出口压力（MPa）0.4-0.7出气口压力（Pa）3002500（高于大气压）输出气体干燥度（出口漏电温度）-40额定充气量（m3h）35微尘直径（um）0.05油份含量(ppm)15ppm（万分之15）3.2 发电机允许运行方式3.2.1 发电机许可运行的一般规定3.2.1.1发电机可按厂家铭牌规定的技术参数或出力限制的范围内长期连续运行，在未进行温升试验前，不允许超过铭牌数据运行。见图3.2.1.2发电机各部件在额定运行参数最高允许温度应根据温升试验结果确定（现场没有进行温升试验，因

26、此按厂家规定执行）。3.2.1.3 电压、周波、不平衡电流的规定a） 发电机运行电压的变动范围在额定电压的±5%以内，而功率因数为额定值时，其额定容量不变。b） 发电机连续运行的最高允许电压应不大于21kV。发电机的最低允许电压应考虑厂用电和系统的稳定要求，一般不应低于额定值的90%。c） 当发电机电压下降到低于额定值的95%时，定子电流长期允许的数值，仍不得超过额定值的105%。d） 发电机正常运行其频率应保持在50±0.2HZ范围内，并根据机组运行状况及调度员的指令（或负荷曲线）及时进行调节。e） 发电机的功率因数宜保持迟相0.85，一般不超过迟相0.95。自动励磁调节

27、器投入时，允许在0.951.0范围内运行。f） 发电机可以降低功率因数运行，但转子电流不允许超过额定值，且视在功率应减少，当功率因数增大时，发电机视在功率不能大于额定值，功率因数变化时允许负荷应符合发电机出力曲线。功率因数1.00.90.850.80.70.6视在功率/额定视在功率100100100907158g) 发电机进相运行的允许范围，主要受发电机静态稳定、定子铁芯端部构件发热及厂用系统电压等因素限制。h) 发电机正常运行时，定子三相电流应相等。当三相电流不平衡时，各相电流之差不应超过额定值的10%。同时最大一相电流不得超过额定值，允许发电机长期运行，但应及时检查三相不平衡电流产生的原因

28、，设法消除，同时注意监视发电机各部温度和轴承振动情况。i) 发电机在系统故障情况下，为了避免破坏系统的稳定性，允许定子短时过负荷，转子短时过电压运行，但此时氢气参数，定子绕组内冷却水参数，定子电压均为额定值，这种运行工况每年不超过两次。j) 发电机允许最低氢压0.1Mpa。任何情况下，定子绕组及冷却器进水压力必须调整到低于氢压，其压差不小于0.04Mpa。k) 在各种负荷条件下，氢气压力都应维持在0.20.3MPa 范围内，但在任何情况下发电机内氢压不得高于0.32MPa。发电机正常运行时，不允许降低氢压运行。特殊情况下需降低氢压运行时，应遵循发电机出力图按下表控制负荷(cos=0.85)，且

29、最低氢压为0.1 Mpa，定冷水压及氢冷器冷却水压必须低于氢气压力至少0.04 Mpa。并立即全面检查发电机，查明原因，消除故障，尽快使氢压恢复正常；若在定冷水系统中发现大量氢气，应立即停机检查，氢压变化所带负荷极限按下表执行：氢压（Mpa）有功功率（MW）0.12000.22600.3300l) 发电机正常运行时共有两组(共四台)氢气冷却器，以维持机内冷氢温度恒定，当一台氢冷却器解列时，发电机的负荷应降至额定负荷的80%及以下继续运行。3.2.2 氢温变化时允许运行方式3.2.2.1 当发电机入口氢温超过40时，应及时调整使其降到40以下。3.2.2.2 发电机入口氢温在4045范围内每增加

30、1，静子电流的允许值较额定值降低1.5%，在4550范围内每增加1，降低额定值的2%，超过50时，每增加1，降低额定值的3%。3.2.2.3 发电机入口氢温不要经常低于20，最低不得低于5。3.2.2.4 发电机入口氢温低于40时，每降低1，允许静子电流升高额定值的0.5%，此时转子电流业允许有相应的增加（有功功率不变，力率降低）。但最高不许超过额定定子电流的5%。3.2.2.5 冷却气体出口温度不予规定，但应监视冷却气体的温升（进出口冷却气体的温差）。因为冷却气体的温升若有显著增加时，则说明发电机的冷却系统已不正常，或电机内部的能量损失有所增加。3.3发电机变组的运行操作3.3.1发电机变组

31、启动前的检查3.3.1.1 新装发电机启动前应审查试验报告及完工通知单等齐全合格，启动措施无误，工作人员撤离现场。3.3.1.2 大小修后的发电机、主变、高厂变和励磁系统的一、二次设备及回路工作均结束，检修人员撤离现场。3.3.1.3 收回发电机及其附属设备的全部工作票,拆除所有的短路接地线和临时安全措施,恢复警告牌、标示牌及常设遮栏。3.3.1.4 有关设备变更的图纸资料及设备标志齐全。3.3.1.5 检修人员必须在终结工作票时将上述回路的绝缘数据、试验结果等填写在检修交代簿内，并附上设备异动报告及起动试验方案。3.3.1.6 发电机一次系统检修后或停机备用超过72h，开机前应测量定子回路的

32、绝缘电阻，转子回路、励磁系统及轴承的绝缘电阻，并确认发电机、励磁变以及各种辅助设备的绝缘合格。3.3.1.7 发电机检修后，投入运行前由检修人员测量定子回路的绝缘电阻，转子回路、励磁系统及轴承的绝缘电阻。发电机正常停机后，启动前由运行人员测量转子回路、励磁系统的绝缘电阻。a) 测量发电机定子回路绝缘时，发电机中性点接地装置须断开。b) 发电机定、转子回路绝缘电阻的测量应在氢气置换完毕后进行。c) 测量各种设备绝缘时，应使用相应电压等级的兆欧表。发电机定子回路的绝缘测量使用2500V的兆欧表、转子回路测量绝缘使用500V-1000 V的兆欧表。d) 发电机定子绕组在干燥后接近工作温度时，对地及相

33、间绝缘电阻值不得低于5M，并且所测值不低于上次测量结果的1/51/3，吸收比不小于1.3。e) 测量励磁系统绝缘时，应断开全部整流桥。发电机转子回路冷态（20）绝缘电阻值不低于0.5M，如测量的绝缘电阻值低于上述允许值，而无法恢复时汇报总工程师。f) 测量定、转子回路绝缘完毕后，应对地放电，时间不得少于1分钟。i) 发电机轴承和油密封绝缘用1000V的兆欧表测量，其值不得低于1M（由维护人员进行）。3.3.1.8 滑环、碳刷投运前的检查：a) 滑环表面光洁，无电蚀痕迹；b) 机构无油污和碳粉及其它有机物或导电材料；c) 碳刷完整，刷辫无过热烧坏痕迹；d) 刷握与刷架的固定螺丝紧固；e) 刷架无

34、歪斜，刷握位置适当，刷握中心线正对滑环圆心；f) 碳刷在刷握内活动自如，且与滑环全部接触，压力适当，碳刷规格、型号一致；i) 整流柜来的馈线电缆与刷架连接牢固，电缆无过热现象。3.3.1.9 发电机冷却水系统、密封油系统及氢气系统投入正常运行，将发电机置换为氢气运行。3.3.1.10 按照继电保护规程，投入发变组保护和自动装置。发电机各仪表、信号、继电保护、自动装置应正常，保护定值正确，发电机操作盘面各位置指示器，指示灯应正常，信号试验良好。3.3.1.11 检查发电机出口断路器、出口隔离开关及接地刀闸在断位。3.3.1.12 将发电机三组PT的高压保险装好，手车置工作位置，给上PT二次小开关

35、。3.3.1.13 将发电机励磁系统恢复热备用（查交流侧开关和直流侧刀闸合入良好）。a) 查励磁调节柜内各电源小开关合好。b) 合上调节器柜内风扇电源开关。c) 合上调节器交流侧控制开关和直流侧控制开关，检查调节器各电源指示正常，无异常报警。d) 根据励磁系统运行方式，设置就地控制小开关。e) 给上启励电源保险。f) 检查两通道初始化完成，主从参考电压值一致。3.3.1.14 按变压器运行规程，将主变、高厂变恢复热备用。3.3.1.15 检查发电机大轴接地碳刷接触良好。3.3.1.16 检查并给上发电机碳刷。3.3.1.17 检查发电机本体各部完好，无渗油、水、气的现象。3.3.1.18 检查

36、发电机已充氢，压力、纯度、湿度、温度合格。3.3.1.19 根据运行方式要求：转速达到2950转/分时，合上主变220kV母线侧刀闸。3.3.1.20 发电机及所属设备消防设施完备。3.3.2发电机起动前应做下列试验3.3.2.1 投入发电机控制、保护及信号直流，各信号应正确。3.3.2.2 自动调节励磁装置整定电位器加减方向正确，动作灵活。3.3.2.3 调速系统加减方向正确，动作灵活。3.3.2.4 做发变组出口开关，灭磁开关，厂用变压器低压侧分支开关，拉合闸试验良好。3.3.2.5 做主变、高压厂用变压器、启备变压器风扇联动试验。3.3.2.6 配合继电保护人员做同期检查试验完好。3.3

37、.2.7 大修后的氢冷发电机必须进行气密试验，试验不合格的发电机严禁投入运行。3.3.2.8 发电机水压试验合格。3.3.2.9 配合继电保护人员做发变组的保护传动试验。3.3.2.10 配合继电保护人员做励磁回路的方式切换和保护联锁试验。3.3.2.11 配合继电保护人员进行厂用电快切装置切换试验和低压PC备自投试验。3.3.3 发电机起动前的准备工作3.3.3.1发电机内冷水箱经换水后水质合格，启动内冷水泵，发电机定子通水循环。必要时进行发电机内冷水泵的启、停、联锁试验正常。3.3.3.2 检查水冷却器有足够的冷却水量，且冷却水温度正常。3.3.3.3 发电机密封油系统投入运行，同时检查密

38、封油冷却器冷却水量足够，水温正常。3.3.3.4 将发电机内气体置换为氢气，并检查氢气参数合格。3.3.3.5 测量发-变组定子、转子回路绝缘合格。3.3.3.6 发电机、变压器中性点刀闸合入。3.3.3.7 发电机出口3组PT测绝缘和二次保险良好后投入。3.3.3.8 自动励磁调节器冷却风机投入。3.3.3.9 自动励磁调节器二次电源开关合入良好。3.3.3.10 主变、高压厂变、启备变冷却装置电源投入并做冷却风扇联动试验良好。3.3.3.11 主变、高压厂变冷却装置置“自动”运行。3.3.3.12 检查转子过电压保护装置投入工作完好。3.3.3.14 检查灭磁开关确在开位后投入合闸动力电源

39、。3.3.3.14 检查励磁变处于良好备用状态。3.3.3.15 检查整流装置完好后合上交流侧刀闸。3.3.3.16 合上整流柜直流侧刀闸。3.3.3.17 将整流柜冷却风机投入运行。3.3.3.18 检查自动调节励磁装置完好后投入工作，置“自动”位置。3.3.3.19 合上整流柜和调节装置的信号电源和控制电源。3.3.3.20 合上整流柜加热器电源开关。3.3.3.21 检查发变组出口开关确在“断开”位后，在机组转速达到2950转/分时合上发变组出口刀闸。3.3.3.22 检查发变组出口刀闸合好,发变组出口开关液压操作系统工作正常。3.3.3.23 合上发变组及厂用系统信号电源。3.3.3.

40、24 检查自动调节励磁装置在具备升压条件。3.3.3.25 将自动调节励磁装置控制方式置“远方”位置3.3.4 发电机的并列操作3.3.4.1 发电机的升压a) 在励磁画面上将发电机励磁系统AVR选择自动运行方式。b) 按下励磁系统开机按扭。c) 监视灭磁开关自动合上。d) 约520s后监视发电机定子电压自动升至19kV。e) 检查三相电压平衡、三相电流为零或接近于零。f) 核对并记录发电机转子电压和转子电流。3.3.4.2 发电机的并列a) 在DCS系统画面上确认发电机允许自动准同期并列。b) 主开关准备好。c) 选线器工作方式选择开关在“自动”状态。d) 自动准同期装置工作方式选择为“工作

41、”位置。e) 汽轮机数字电液控制DEH切为自动方式。f) 在DCS系统画面上按下同期开关选择按钮，给上选线器、准同期装置电源,将发电机及系统电压加至同期装置。g) 在DCS系统画面上监视选线器选择同期点唯一并正确。h) 派人在电子间同期装置处监视并网过程。i) 在发电机画面监视主开关自动同期合闸，记录并列时间点。j) 派人在电子间同期装置处抄录主开关实际合闸时间。k) 在DCS系统画面上退出同期开关选择按钮，断开选线器、准同期装置电源，隔离同期装置的发电机及系统电压。l) 按汽机运行规程的规定将发电机带上初始负荷。m) 检查发电机三相电流指示平衡。n) 调整发电机无功至（10-30）MVAr左

42、右，保持端电压在规定范围内。o) 全面检查发变组及励磁系统运行正常。p) 根据调度要求,合理安排主变中性点接地刀闸。3.3.5 发电机升压、并列操作注意事项和有关规定3.3.5.1 发电机不允许在未充氢气和定子线圈未通水的情况下投入励磁升压。3.3.5.2待机炉有关试验结束，检查机组无异常报警信号，汽轮机已定速，发变组空载、短路、核相、假同期等启动试验已结束，得到值长正式并列命令后方可进行发电机并列操作。3.3.5.3 正常情况下，发电机必须采用“自动准同期”并列方式进行并列。3.3.5.4不允许同时选择两个及以上同期点的同期开关，投入一个同期点的同期开关时，应先检查其它同期点的同期开关均在未

43、选位置。3.3.5.5 发电机升压操作应缓慢进行，升压过程中，三相电压平衡,三相电流指示为零或接近于零；达到额定电压时，检查发电机转子电压和电流是否在空载值。整个过程中，必须检查发变组、励磁系统运行参数正常且无异常报警。3.3.5.6 在升压过程中，发现定子电流升起或出现定子电压失控立即对发电机进行灭磁。3.3.5.7在发电机升压过程中，当转子电流已达空载值，而定子电压未达到额定值时，或出现报警、掉闸信号，应停止操作，查明原因。3.3.5.8 在机组转速低于2950转/分时禁止投入励磁系统。3.3.5.9 只有发电机与系统频率相差1HZ以内，方可投入自动准同期装置。3.3.5.10 对于额定转

44、速下已经升压等待并列或进行其它试验等情况下，如出现转速下降的情况，应立即断开灭磁开关。3.3.5.11 并列过程中，同期装置上的同步表应顺时针转动，转动过快或过慢时要及时调整机组转速。3.3.5.12 如果同期装置在并列过程中合闸指示灯亮，而主开关未合闸，应立即断开同期装置电源，查明原因。3.3.5.13 并列瞬间要密切监视三相电流、负序电流、有功、无功等主要参数，防止并列时主开关非全相动作。3.3.5.14 机组并列后，在DCS画面上全面检查各设备的指示状态、有无异常报警，特别是设备冷却介质参数。3.3.5.15 发电机解并列主变中性点接地刀闸必须投入。3.3.6 准同期并列应严格遵守以下条

45、件3.3.6.1 发电机与系统电压差不大于5%Ue。3.3.6.2 发电机与系统周波差不大于0.1-0.25 Hz。3.3.6.3 发电机与系统相位相同。3.3.6.4 发电机与系统相序一致。3.3.7 发电机并列后带负荷的规定3.3.7.1发电机并列后，根据值长指令调有功负荷，定子电流增长的速度应根据负荷调整曲线进行。3.3.7.2 在热态或事故情况下发电机加负荷的速度一般不受限制（发电机定子线圈和铁芯温度在55以上为热态）。3.3.7.3 发电机并网后加负荷过程中，应注意监视定子冷却水压、流量、氢气压力、温度、氢油压差、氢水压差，定、转子及铁芯温度变化，发电机变压器组各参数和励磁系统，继电

46、保护装置的运行情况。3.3.7.4根据有功负荷的变化随时调整无功以满足电压曲线的要求，并应兼顾厂用系统电压在额定范围内。3.3.7.5待发电机运行稳定后将发电机高压厂用电源倒为高厂变带，高备变联动备用（操作见厂用系统运行规程）。3.3.8 发电机的解列3.3.8.1 得到值长的停机命令后，可以进行发电机停机解列操作（紧急停机除外）。3.3.8.2 发电机解列操作前检查主开关分闸回路无闭锁。待有功和无功功率降下来后将高压厂用电源倒为高备变带，将厂用变压器停电（具体操作见厂用系统运行规程）。3.3.8.3 根据机炉运行情况，逐步减发电机有功负荷至低限，无功负荷近于零。3.3.8.4 汽轮机打闸，监

47、视逆功率保护动作，发电机主开关断开。3.3.8.5 监视发电机三相定子电流表指示为零。3.3.8.6 检查发电机定子电压为零。 3.3.8.7 退出励磁系统运行。3.3.8.8 断开发电机变压器组出口刀闸。3.3.8.9 断开发电机主开关和出口隔离开关控制电源。3.4 发电机的运行维护和检查3.4.1 正常运行中，每班对机组进行一次详细检查，项目如下3.4.1.1 发电机各部分温度不得超过规定值。3.4.1.2 各项表计指示正常。3.4.1.3 发电机运行声音正常，无异常和强烈振动。3.4.1.4 发电机氢冷却器的运行正常，无漏水现象。3.4.1.5 滑环表面光滑、清洁、电刷无过热、冒火、卡住

48、、过短及损坏现象。3.4.1.6 励磁变运行正常。3.4.1.7 励磁系统各开关，刀闸，无过热现象。3.4.1.8 运行中的整流柜无故障信号显示，冷却风机运行正常。3.4.1.9 转子过压保护装置完好，无放电现象。3.4.1.10 发电机出口电压互感器和避雷器的工作正常。3.4.1.11 发电机及冷却系统各部参数正常。3.4.1.11 发电机氢、油、水进出法兰无渗漏现象。3.4.1.12 转动部分无异音。3.4.2 滑环和电刷的检查和维护3.4.2.1运行中的滑环，电刷维护人员应定期用干燥压缩空气吹掉表面灰尘，每次停机后也应进行清扫。3.4.2.2 定期检查滑环和电刷，检查项目如下：a) 滑环

49、表面清洁，光滑。b) 电刷无冒火。c) 电刷在刷握内无摇动或卡住。d) 滑环与电刷接触良好，弹簧压力均匀正常，刷辫完整无发热变色现象。e) 电刷边缘无剥落，电刷无严重磨损，即电刷不低于刷握的13，否则应及时更换。3.4.2.3运行中滑环上的工作，由检修人员或有经验的值班人员进行，工作中应穿绝缘鞋，扣紧工作服的袖口，女工适当将辫子卷入帽子内，地面上加铺胶皮垫，当励磁系统一点接地时，更应注意严禁两手同时接触励磁回路和接地部分或两个不同极的带电部分.3.4.2.4更换电刷应注意，碳刷的型号应一致，碳刷应保持其接触面积不小于80%，电刷在刷握中能自由活动。3.4.2.5 运行中更换碳刷的注意事项：a)

50、 遵守安全工作规程中的有关规定。b) 同一排碳刷不能同时更换超过三块，但正、负极碳刷不能同时更换。c) 型号必须一致。3.4.2.6 发电机滑环碳刷冒火处理：a) 调整碳刷压力适当，使各碳刷压力均匀。b) 检查碳刷接触面有无油迹，碳刷是否破碎或过短。 c) 检查碳刷在刷握内是否有振动、跳动及卡住现象。d) 由于表面脏污引起，应用白布擦拭。e) 经上述处理无效，减少励磁电流，但应注意不能进相，如不能消除，请检修处理。3.4.3 发电机无功电压的监视与调整3.4.3.1 无功电压的监视、调整以中调下达的季度电压曲线为依据。3.4.3.2 电气值班人员要加强无功、电压的监视、调整，利用全部调压手段，努力保持220KV、母线的电压质量。当全部调压手段用完后，母线电压质量仍不能满足要求时，及时汇报值长，请求中调协助调整，并做好记录。3.5 励磁系统检查与维护3.5.1 励磁系统投运前的检查项目：3.5.1.1 系统检查维护工作已完成。3.5.1.2 控制和电源柜已准备待运行并且适当地被锁定。3.5.1.3 临时措施已拆除。3.5.1.4 灭磁开关控制电源及调节器电源已送电。3.5.1.5 调节屏、灭磁屏无报警和故障信息（有故障信号需复位）。3.5.1.6 灭磁屏起励电源开关投入。3