发电机运行规程

1、甘肃张掖小孤山水电有限责任公司发电机设备运行规程 Q/XGS-06.01-11Q/XGS甘肃张掖小孤山水电有限责任公司企业标准Q/XGS-06.01-11发电机运行规程（试行）版本：0.1目 录Q/XGS-06.01-111前 言31.范围42.引用标准43.总则44.发电机规范95.发电机正常运行方式116.发电机的启停操作规定157.发电机的异常运行及事故处理20前 言本规程是按照甘肃张掖小孤山水电有限责任公司标准化管理的工作任务及标准化委员会工作安排制定的。为了加强小孤山水电站设备运行管理，保证设备的正常运行，特制定本规程。本规程规定了小孤山水电站发电机设备的运行维护和事故处理等方面的条

2、款。本规程依据发电机国家标准和厂家的相关要求制定。本规程由甘肃张掖小孤山水电有限责任公司标准化委员会提出。本规程由甘肃张掖小孤山水电有限责任公司发电运行部门归口。本规程适应于甘肃张掖小孤山水电站。本规程由发电运行部负责解释。本规程起草人：恵学彦 朱磊本规程初审人：焦儒林 李月红本规程复审人：陈栋新本规程审定人：霍吉才本规程批准人：朱兴杰1. 范围本规程规定了小孤山水电站SF40-16/4600、SF22-12/3350发电机电气设备的运行规范、维护、日常操作及事故处理。本规程规定了小孤山水电站运行管理，也适用于其他生产人员管理。2. 引用标准下列标准自定的条文，通过在标准中引用而构成本标准的条

3、文，在本标准出版时，所有版本均为有效，所有标准都会被修订，使用下列标准最新版本的可能性。2.1. GB/T7409-1997 同步电机励磁系统大、中型同步发电机励磁系统技术要求。2.2. GB7894-2000 水轮发电机基本技术条件。2.3. GB8564-1988 水轮发电机安装技术规范。2.4. DL/T491-1992 大中型水轮发电机静止整流励磁系统装置运行检修规程。2.5. DL/T583-1995大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置技术条件。2.6. DL/T622-1997 立式水轮发电机弹性金属塑料推力轴瓦技术条件。3. 总则3.1. 一般要求3.1.1. 每台水轮发电机和

4、励磁装置均应有制造厂的定额铭牌。3.1.2. 为了检查制造、安装和检修后的质量以及掌握发电机的参数和特性，应按国家和行业标准的有关规定进行必要的试验，以决定发电机是否可以投入运行。3.1.3. 运行中的发电机本体、励磁系统、计算机监控系统、冷却系统等主要附属设备应保持完好，保护装置及测量仪表和信号装置等应可靠和准确。整个机组应能在规定参数下带额定负荷，在允许运行方式下长期运行。3.1.4. 发电机主要部件结构的改变，应做技术经济论证，并征求制造厂家的意见，报上级主管部门批准。3.1.5. 新安装的发电机，应按制造厂家规定的期限进行大修。如无制造厂家的规定，则应在运行一年后进行一次检查性大修。以

5、后的大修间隔应按国家和行业标准的有关规定及机组实际运行情况确定。3.1.6. 发电机应按国家和行业标准与有关试验规程的项目、标准和期限进行预防性试验。3.1.7. 每台发电机都应有必要的运行备品、专用工具和技术资料，其主要内容为：1) 运行维护所必需的备品。2) 发电机的安装维护使用说明书和随机供应的产品图纸。3) 发电机安装、检查和交接试验的各种记录。4) 发电机运行、检修、试验和开停机的记录（包括技术文件）。5) 发电机缺陷和事故、轴承摆度记录。6) 发电机及其附属设备的定期预防性试验及绝缘分析记录。7) 现场运行规程。3.1.8. 发电机所有的水、气、油管路均应按表一规定着色，并标出介质

6、流向。表一 发电机附属管路着色规定管道类别底色管道类别底色供油管排油管供水管红色黄色蓝色排水管压缩空气管消防水管绿色白色桔黄色3.1.9. 控制室或主机室应有发电机的油、水、气系统图，并应悬挂在现场。3.2. 测量、信号、保护和监控装置3.2.1. 发电机应按国家和行业标准的有关规定装设必要的继电保护、过电压保护、各种联锁装置、监视测量和记录仪表，并在测量仪表上标出运行额定的红线。对重要的测量信息和控制元件状态设置越限报警或状态报警。3.2.2. 每台发电机均应将机组事故及故障信号传送至中控室。3.2.3. 监控装置应能对发电机的启动、并网、有功和无功负荷调整、停机运行等进行自动控制，在自动控

7、制故障时能够切换至手动运行。3.2.4. 发电机应装设有防飞逸转速保护装置，装置动作后，应使机组停机。3.2.5. 发电机应装设灭火装置，并根据消防规程要求做好消防措施。电厂应设置火灾监测报警和自动灭火装置。现场运行规程明确规定模拟试验的项目和周期。3.2.6. 发电机继电保护运行方式的改变、设计定值的变更应报上级主管部门批准。3.3. 励磁系统3.3.1. 励磁系统的一般技术要求如下3.3.1.1. 为了保证发电机在允许的各种工况（过载或低力率运行）获得足够的励磁电流，励磁装置的额定容量应有一定的裕度。3.3.1.2. 水轮发电机励磁系统一般不需要备用励磁装置。3.3.1.3. 励磁系统应满

8、足下列要求：1）正常供给发电机励磁电流并按电压、负荷变动调整励磁电流。2）电压下降到整定值时，应能够强行励磁。3）甩负荷时，应限制发电机电压上升。4）发电机内部短路时迅速灭磁并限制转子过电压。5）提高系统静态、动态稳定。6）并列机组无功功率的合理分配。3.3.2. 发电机应装有强行励磁、强行减磁和自动调整励磁装置。正常运行中（包括停机和启动时），上述装置必须投入。励磁调节器应自动/手动切换，当自动励磁调节器故障时能正确地从自动切换到手动调节，且发电机无功功率无大幅度波动。3.3.3. 在励磁调整系统中，凡属运行人员现场和远方调整或操作的调压装置，均应在发电机空载、最小励磁电流、最大励磁电流处作

9、上标记。3.3.4. 水轮发电机不允许失磁运行。3.3.5. 发电机应装有自动灭磁装置及开关，在任何需要灭磁的工况下，能够保证在转子线圈绝缘所允许的过电压条件下尽快可靠灭磁。3.3.6. 整流励磁装置几个功率柜公用的冷却风扇经常保持一台工作，一台备用，两台风扇的供电来自两个不同的电源。工作风扇因故障停止运行时自动切换至备用风扇。两台风扇应能定期轮流使用。3.3.7. 运行中，功率柜门应关闭严密，不得长时间打开，以免影响冷却效果，并应安装门开关和信号显示。3.4. 冷却系统3.4.1. 冷却水系统总供水和各部冷却水管路均应装设控制阀门、滤过器、测量元件，其冷却水压开启范围和冷风、冷却水温度的控制

10、调整原则应在现场运行规程中明确。3.4.2. 密闭式通风冷却的发电机，应保持通风系统的严密性。在空气通道内应清洁无杂物，其墙壁应涂刷浅色油漆。3.4.3. 发电机引出线两侧装设防护网并加锁，风扇的方向和挡风板的位置应正确。3.4.4. 冷却系统水温较低时，其空气冷却器的冷风温度调整至设备不结露。供水系统必要时应装设有防冻排水阀。3.4.5. 冷却水含泥沙杂质较多的电厂，水冷却器的供排水方向应定期轮换。3.4.6. 装有自动流量调节装置的冷却系统，当自动调节装置故障时，应能采取手动调节，手动调节原则应规定冷风温度、瓦温控制范围。3.5. 轴承3.5.1. 发电机应根据制造厂的规定与实际运行经验，

11、确定各部轴瓦报警和停机的温度值，报警时应迅速查明原因并消除。3.5.2. 轴承润滑油的选择应满足设备技术条件的要求。3.5.3. 发电机各个轴承油槽的运行油面和静止油面位置应按制造厂要求，分别标出。3.5.4. 为防止轴承绝缘损坏造成轴电流损伤镜板，应装设轴电流保护。3.5.5. 推力轴承油槽绝缘，未充油前用1000V兆欧表测量时，其绝缘电阻不低于1.0M；充油后，绝缘电阻不低于0.3 M。3.5.6. 推力轴承和导轴承为油浸式的油槽油温允许最低值，应按厂家规定执行。制造厂无规定的不能小于10；否则应设法加温。3.5.7. 立式机组在停机期间，可间隔一定时间（新机不超过24h,运转3个月以后性

12、能良好的机组不超过72h，运转一年以后性能良好的机组不超过240h）空载转动一次，或用油泵将机组转子顶起一次。当停机超过上述规定时间或油槽排油检修，在机组启动前，必须用油泵将转子顶起，使推力轴瓦与镜板间进油。立式水轮发电机的推力轴承采用高压油顶起或电磁吸力减载方式时，应按规定的启动程序启动。3.5.8. 推力轴承为巴氏合金轴瓦的机组运行中冷却水不得中断。3.5.9. 装有高压油顶起装置的发电机推力轴承，应安装两台高压油泵，其装置配有两套可靠的工作电源。3.5.10. 发电机的推力轴承、导轴承的结构，应有密封，以防油雾污染机组、滑环。3.5.11. 采用弹性金属塑料推力轴承的机组应遵守以下规定：

13、1）瓦体最高允许运行温度一般控制在55以下；轴瓦报警和停机温度按发电机额定运行工况时瓦温增加1015。2）定期清扫推力油槽及槽内各部件，经常保持油的清洁程度，油槽热油温度控制不超过50。3）正常停机后，可以连续启动，其间隔时间和启动次数不做限制；瓦温在5以上时，允许冷启动。4）停机时间在3天以内时，可以不顶起转子开机；停机时，允许转速降低至20%额定转速，投入制动；在制动系统故障，需要立即停机时，方允许惰性停机，但一年内不超过3次。5）运行中若出现冷却水中断，应立即排除；当瓦温超过55，油槽内油温不超过50时，可以暂时运行，连续运行时间根据断水试验结果确定；在此期间应时刻监视油温、瓦温上升情况

14、，恢复冷却水时，要缓慢调整至正常压力。4. 发电机规范4.1. 发电机规范名 称单 位1#，2#机组3#机组型 号SF40-16/4600SF22-12/3350额定容量MVA47.0625.88额定功率MW4022额定电压KV10.510.5额定电流A2587.61423.2额定功率因数0.85（滞后）0.85（滞后）额定转速Rpm375500磁极个数个1612接线2YY频率Hz5050励磁方式自并激静止三相可控硅（全控）励磁额定励磁电压V241208空载励磁电压V9481额定励磁电流A700556空载励磁电流A399314飞逸转速Rpm726973冷却方式密闭循环空气冷却绝缘等级（定子/转

15、子）F/F4.2. 各部轴承温度项目正常温度（）报警温度（）最高温度（）定子绕组85115125转子绕组90120130推力瓦温505055上导瓦温505055上导油温505055下导瓦温5-556070下导油温5-556070水导瓦温5-556070水导油温5-5560704.3 对于装设有自动监测各部轴承摆度仪、振动仪的要有信号报警，报警后应及时检查并作必要的处理。水轮发电机各部位振动允许值（mm）序号项 目额 定 转 速 r/min100100250250375375750振 动 允 许 值 （双振幅）1立式机组带推力轴承支架的垂直振动0.100.080.070.062带导轴承支架的水平

16、振动0.140.120.100.073定子铁芯部分机座水平振动0.040.030.020.024.4 运行规定4.4.1 发电机设备均属中调管辖，凡一次、二次设备退出或投入运行，以及设备更改，均应向中调申请批准。4.4.2 发电机如无异常现象可在发电机规范内所列数据下长期连续运行。5. 发电机正常运行方式5.1. 发电机额定工况下的运行方式5.2. 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，在此方式下，可以长期连续运行。5.3. 发电机不允许无励磁运行。5.4. 发电机温度、压力、振动、摆度变动时的运行方式5.4.1. 空气冷却器和油冷却器的最高进水温度不得超过28。5.4.2

17、. 当环境温度及冷却系统水温较低时，应调整其进水量，以保证设备不结露。5.4.3. 空气冷却器的上、下导轴承油盆冷却器最大工作水压为0.3MPa。5.4.4. 发电机推力轴承和上导轴承采用在油槽内水冷却的循环系统，润滑油的牌号为L-TSA-46#.5.4.5. 机组正常运行时，推力轴承轴瓦温度最高不得超过55，导轴承轴瓦温度不得超过70。5.4.6. 发电机装有加热器装置，当发电机处于停机状态时，应投入电压热器，以保护定、转子绝缘。5.4.7. 发电机额定工况运行时，上、下机架水平方向允许双幅振动量不得大于0.07mm，上、下机架垂直方向振动量不得大于0.05mm。5.4.8. 发电机停机过程

18、中机组转速下降到20%时连续制动。制动气压0.50.7MPa，历时2min.5.4.9. 若温度巡检仪检测到一点温度超过允许值并报警时，应加强监视，两点或两点以上温度超过允许值并报警时，应降低负荷运行，并及时安排解列检查和停机检修。如果温度继续上升，超过最高允许温度时，为避免发生重大事故，则应立即解列检查、停机检修。滑环表面温度不大于100。5.4.10. 发电机在额定出力下冷却空气温度为40时，转子绕组温度最高允许温升不超过80K（电阻法），运行中转子温度的测量可用电流电压表测量，并用下列公式计算：（）注：是转子15时的电阻5.5. 发电机电压、频率、功率因数变动时的运行方式5.5.1. 发

19、电机定子电压允许在额定值±5%范围内变动，即9.97511.025KV，当功率因数为额定值时，其额定容量不变，即定子电压在该范围内变动时，定子电流可按比例相反变动。但当发电机电压低于额定值的95%时，为防止铜损过大引起定子线圈温度超过允许值，定子电流长期允许的数值不得超过额定值的105%(大机2717A、小机1494A)。5.5.2. 发电机定子电压最高不得大于额定电压的110%，即11.55KV，否则会超过定子铁芯的设计磁通容量，导致定子铁芯和结构元件严重过热和损坏。5.5.3. 发电机运行最低电压应根据系统稳定要求和保护厂用辅机正常运行来确定，但最低不得低于额定值的90%，即9.

20、45KV。5.5.4. 当发电机电压在额定值的105%110%时，即11.025KV11.55KV，此时应当适当降低发电机定子电流，使之在低于定子电流额定值范围内运行。5.5.5. 发电机正常运行频率应保持在50HZ，频率变化范围一般不超过±0.2HZ，最大不超过±0.5HZ。可以按额定容量连续运行。频率变化时，定子电流、励磁电流及各部分温度不得超过限额值。5.5.6. 发电机额定功率因数为0.85，在AVR 装置投自动时，功率因数允许在迟相0.95范围内长期运行。5.5.7. 发电机正常运行时，定子电流三相应相同。其三相不平衡电流的运行能力为：在每相电流不大于额定值时负序

21、电流分量的标么值不大于8%，可以连续运行。瞬时负序电流不得超过。5.6. 发电机正常运行时的监视和检查5.6.1. 发电机运行中的监视应严格监视发电机运行情况，及时调整。监视器上各测点指示应不超过允许值，定子三相电流平衡。5.6.2. 发电机有功负荷的增减，由集控值班人员调整，并应及时监视和调整无功负荷，严格控制发电机额定电压、电流以及励磁电流等不超过规定值。5.6.3. 每班应对发电机、励磁变、继电保护装置等进行一次全面认真地检查，发现缺陷应及时记录、汇报、处理。5.6.4. 强励动作后应对励磁系统进行详细检查。5.7. 发电机系统的主要检查项目5.7.1. 发电机音响正常，无放电声、金属摩

22、擦或撞击声，无异常振动现象。各部温度正常，不超过规定值。5.7.2. 定期检查滑环上电刷的冒火情况；电刷在刷框内有无跳动、摇动或卡涩的现象，弹簧压力是否正常；电刷的刷辫是否完整；电刷是否过短，边缘是否有剥落；电刷有无断裂现象；刷握和刷架上有无积垢。5.7.3. 励磁调节柜接头有无过热现象，快速熔断器有无熔断，冷却系统是否正常。双自动通道在并联运行状态时，输出电压是否相等。5.7.4. 发电机各组PT运行正常，出口避雷器运行正常。5.7.5. 发电机封闭母线运行正常。5.8. 中控室相关设备的检查5.8.1. 各灯光、信号显示正常，各开关、压板位置与实际相符。监视画面显示正确。5.8.2. 音响

23、信号与监控系统的屏幕光字牌信号工作正常。5.8.3. 继电保护、自动装置无过热、冒烟等现象。5.8.4. 继电保护装置按规定投入，并与实际运行情况相符。5.8.5. 各保护CPU运行正常，保护投退正确，无报警信号。5.8.6. 监控系统运行正常。5.9. 发电机绝缘电阻的测定5.9.1. 发电机在起动前或停机后，应测量发电机及励磁回路各部分绝缘电阻值，并记入绝缘记录簿。如果电气回路无工作，且停机时间不超过24小时，起动前可不测绝缘电阻，但停机后必须测量，以便与上一次阻值相比较。如果阻值比上次同温度下的测值低1/31/5时，应立即汇报领导。5.9.2. 定子绕组绝缘应用2500V或5000V摇表

24、进行测量。在25时1分钟后应不小于1000M。设备温度每升高515，绝缘电阻大约下降一半。5.9.3. 绝缘吸收比R60"R15"1.3 ，在40以下时，定子绕组绝缘电阻吸收比R60"R15"阻值与上次比较不应低于上次的1/31/5。5.9.4. 发电机转子绕组绝缘电阻和励磁回路绝缘电阻应用500V摇表测量，在251分钟时不应小于0.5M。5.9.5. 发电机内所有测量元件的对地绝缘电阻用250V摇表测量，应不小于1M。5.9.6. 运行期间，每月应对轴承绝缘电阻进行一次测量，用500V摇表测量，兆欧表一端接地，另一端轮流接到每个被测端，直接测量绝缘电阻

25、，理想阻值为100M，小于0.5M时必须立即停机检修。5.9.7. 每次测量的绝缘电阻要记入绝缘登记本内，若发现问题立即汇报，并查明原因。6. 发电机的启停操作规定6.1. 发电机启动前的准备工作6.1.1. 检查发电机、主变、厂变、励磁变及110KV 线路的一、二次回路工作单均已终结，有关回路的安全措施已全部拆除，常设遮栏、标志已恢复，消防设施完善。6.1.2. 检查发电机、主变、厂变、励磁变及110KV线路设备外观正常，表计指示在“正常”位。设备上无遗留工具、杂物，窗门关闭，继电器定值符合整定书要求，各压板、试验部件(端子)及切换开关的位置符合投运要求。6.1.3. 设备如有变更，应办理设

26、备变更手续，继保工作应有记录，且值班人员已签字。6.1.4. 发电机各部绝缘已测量合格。6.1.5. 冷却水系统、密封油系统投入正常运行。6.2. 发电机启动前的试验6.2.1. 投入发变组、励磁系统、厂变控制、保护及信号电源开关，各信号应正确。6.2.2. 做发电机主开关、灭磁开关、厂用I段及II段电源进线开关的合、跳闸及联锁试验。6.2.3. 发电机大、小修后，启动前还应由维修人员做保护装置传动试验及机电联锁试验。6.2.4. 发电机停机时间超过72 小时，在启动前应测量励磁回路、定、转子绕组绝缘。6.2.5. 试验前的准备工作6.2.5.1. 检查主开关在断开位置，110KV线路侧刀闸在

27、断开位置，主开关储能机构运行正常，SF6气体压力正常，各PT二次回路均在断开位置。6.2.5.2. 投主变冷却系统，并检查运行正常。6.2.5.3. 检查确认10KV厂用I段、II段工作电源小车开关确在“试验”位置。6.2.5.4. 投入发变组、励磁系统、厂变控制、保护、信号直流电源开关。6.2.5.5. 试验完毕切除所有控制保险、保护、信号直流电源开关。6.3. 发电机由冷备用改为热备用的操作6.3.1. 检查发变组保护屏保护压板投入正确。6.3.2. 合上发变组分合闸控制开关。6.3.3. 检查发变组主开关及110KV线路侧刀闸确在分闸状态。6.3.4. 送上发变组主开关储能开关电源。6.

28、3.5. 检查发变组主开关储能正常,SF6气体压力正常。6.3.6. 合上发变组110KV线路侧刀闸（网调令）。6.3.7. 装上发电机出口PT的一次保险，将PT小车推至工作位置，检查接触良好，装上发电机出口PT的二次保险，合上二次开关。6.3.8. 检查发电机出口避雷器正常。6.3.9. 合上变压器中性点刀闸。6.3.10. 将厂变PT推至工作位置，合上其二次开关。6.3.11. 若灭磁开关未合上则合上灭磁开关。6.4. 发电机的并列操作6.4.1. 发电机升压操作的规定及注意事项6.4.1.1. 当发电机转速达到额定转速的一半左右时，应检查滑环上的电刷是否有跳动、卡涩或接触不良的现象，如有

29、异常，设法消除。6.4.1.2. 升压过程中应注意发电机定子三相电流指示为零。6.4.1.3. 在定子电压为额定电压情况下，检查发电机绝缘良好。6.4.1.4. 发电机正常升压采用AVR方式。FCR方式主要用于调试，并作为在AVR故障时(如PT故障)的备用控制模式。如果在AVR方式运行时出现故障，自动切换至FCR方式运行，只有在故障消除后才能人为切回AVR方式运行，为了保证切换的平稳，励磁装置设有自动跟踪功能，当平衡时，切换允许灯亮时。6.4.1.5. 在发变组零起升压过程中，若发现定子电流有指示，应立即点击“退出励磁”按钮。6.4.2. 发电机同期并列的注意事项6.4.2.1. 发电机并网后

30、，首先应增加无功，观察三相定子电流是否平衡。6.4.2.2. 在增加发电机定子电流过程中，应对发电机有关温度进行监视和分析，以便及时发现异常情况。6.4.2.3. 发电机并网后达一半负荷及满负荷时，应对发电机本体及一次回路分别作详细检查，检查项目着重于大电流接头发热情况，发电机电刷的运行情况等。6.4.2.4. 发变组并网前，如合闸回路、同期回路、逻辑回路需检查必须拉开110KV 线路侧刀闸，方可许可工作。6.4.3. 发电机并列的条件6.4.3.1. 待并发电机电压与系统电压差不大于510%。6.4.3.2. 待并发电机的相位与系统相角差不大于10°。6.4.3.3. 待并发电机的

31、频率差不大于额定值的0.2 0.5%。6.4.3.4. 待并发电机的相序与系统相序相同，发电机大修或同期回路变动后，须经核相正确，方可进行并列操作。6.4.4. 操作员自动准同期并列6.4.4.1. 查发变组确在热备用状态。6.4.4.2. 点击“投入励磁”按钮，投入发电机励磁。6.4.4.3. 查灭磁开关MK 合闸良好。6.4.4.4. 查起励装置投入、退出正常。6.4.4.5. 查发电机电压升至10KV。6.4.4.6. 查励磁系统电压、电流正常。6.4.4.7. 查发电机定子三相电流为零。6.4.4.8. 将自动准同期电源切至“工作”位置。6.4.4.9. 投入发变组同期装置。6.4.4

32、.10. 待发变组开关合闸指示闪光后，复归该信号。6.4.4.11. 调整“增磁”按钮，使发电机带上无功负荷。6.4.4.12. 待发电机带上5初负荷。6.4.4.13. 退出发变组同期装置。6.4.4.14. 将发变组自动准同期电源切至“切除”位置。6.5. 滑环电刷的维护6.5.1. 对滑环应定期用吸尘器或压缩空气清除灰尘和碳粉。使用压缩空气吹扫时，压力不应超过0.3Mpa，压缩空气中应无水分和油。6.5.2. 检查电刷时，可顺序将其由刷握中抽出。一般情况下，在同一时间内，每个刷架上只许换12 个电刷。换上的电刷应研磨好，且新旧牌号一致。6.5.3. 在运行中的发电机滑环上工作时，工作人员

33、应穿绝缘鞋（或站在绝缘垫上），使用绝缘良好的工具并采取防止短路及接地的措施。当励磁系统有一点接地时，尤应特别注意。6.5.4. 禁止同时用两手触碰发电机励磁回路和接地部分或两个不同极的带电部分；禁止两人同时在两极工作。6.6. 发电机的解列操作6.6.1. 停机操作原则6.6.1.1. 停机前，值班员应按值长命令，根据停机要求填写操作票。经审批后执行。6.6.1.2. 厂用电源应切换至未停机段或外来电源运行。6.6.1.3. 在停机过程中，随着有功负荷的逐步降低，值班人员应相应降低无功负荷，尽量维持功率因数为0.85 左右。6.6.1.4. 正常停机应将有功负荷降至零，无功负荷降至近于零时进行

34、解列操作。6.6.1.5. 发电机解列一般采用AVR 自动方式进行。6.6.1.6. 发电机降压时AVR 不可手动降压，以防止发电机过电压。6.6.2. 用AVR 自动方式解列6.6.2.1. 检查解列机组厂用电源已切换为未停机组段或外来电源供电。6.6.2.2. 查发电机有功负荷已降为零。6.6.2.3. 查发电机无功负荷已降至近于零。6.6.2.4. 拉开发变组110KV 主开关。6.6.2.5. 查发变组开关三相分闸良好。6.6.2.6. 点击 “退出励磁”按钮，退出发电机励磁。6.6.2.7. 查发电机定子三相电压降至零。6.6.2.8. 查灭磁开关分闸良好。6.6.2.9. 拉开发变

35、组110KV 侧线路刀闸。6.6.2.10. 拉开发变组分合闸控制开关。6.6.2.11. 拉开AVR 起励电源开关；拉开AVR 同步开关。6.6.2.12. 查灭磁开关确在分闸状态，拉开灭磁开关控制开关。6.6.2.13. 停用厂变、主变冷却装置。7. 发电机的异常运行及事故处理7.1. 发电机保护发电机保护一览表保护名称动作后果出口发变组差动保护瞬时跳主变高压侧开关，跳厂变高压侧开关，跳灭磁开关，关闭导叶全停出口一发电机横差保护瞬时跳主变高压侧开关，跳厂变高压侧开关，跳灭磁开关，关闭导叶全停出口一转子一点接地延时发信号-定子接地95% 延时发信号-励磁变电流速断瞬时跳主变高压侧开关，跳厂变

36、高压侧开关，跳灭磁开关，关闭导叶全停出口二励磁变过电流延时跳主变高压侧开关，跳厂变高压侧开关，跳灭磁开关，关闭导叶全停出口二励磁变过负荷延时发信号-复合电压过电流延时跳主变高压侧开关，跳厂变高压侧开关，跳灭磁开关，关闭导叶全停出口二过电压保护延时跳主变高压侧开关，跳厂变高压侧开关，跳灭磁开关，关闭导叶全停出口二失磁保护延时跳主变高压侧开关，跳厂变高压侧开关，跳灭磁开关，关闭导叶全停出口二低周解列延时跳主变高压侧开关系统解列发电机过负荷延时发信号-过励保护跳主变高压侧开关，跳厂变高压侧开关，跳灭磁开关，关闭导叶全停出口二CT、PT断线断线后闭锁相应保护-7.2. 发电机的异常运行7.2.1. 发

37、电机的过负荷7.2.1.1. 发电机正常运行时不允许过负荷。7.2.1.2. 事故状态下允许发电机短时过负荷运行，过负荷倍数及允许时间规定如下定子绕组短时间过负荷电流/额定电流1.11.151.21.251.31.41.5持续时间（min）6015654327.2.1.3. 上述事故过负荷的次数以每年不超过2 次为限。7.2.2. 事故处理7.2.2.1. 机组电气事故自动跳闸处理1. 现象：1）发电机受冲击，发变组相应断路器跳闸或同时出现停机。2）蜂鸣器响，发变组或发电机保护装置事故报文上传，监控系统相关光字牌亮。3）系统周波不稳，电压下降。2. 处理1）立即调整机组负荷，监视自动装置动作情

38、况，视情况将备用机组投入系统，恢复系统的周波电压，并记录下相关的设备的运行工况及窗口数据。2）检查保护动作情况，检查相应设备，判断故障类别及原因。3）及时向调度和有关领导汇报。7.2.2.2. 纵差保护动作1. 动作现象1）系统受冲击，机组转子电压表、电流表指示满刻度，定子电流表指示超过额定值，发变组或发电机主保护跳主变高压侧开关，跳厂变高压侧开关，跳灭磁开关，关导叶，机组停机。2）计算机监控语言报警，“发电机主保护动作”或“发变组差动保护动作”光字牌亮，机组停机，系统周波电压降低。2. 处理1）检查主变高压侧及厂变高压侧断路器是否跳闸，机组是否停机。2）检查保护动作情况及时向中调和相关领导汇

39、报，调整其他机组负荷维持系统周波电压。3）进行保护范围内一次设备检查，看是否有明显短路及放电痕迹。4) 检测发电机风洞是否有焦味、冒烟、火花，注意有无火花。5）未发现明显故障，无异常时做好安全措施，测量发电机绝缘电阻是否正常。6）若绝缘合格而故障原因仍未查出，应经总工程师或主管领导允许，对发电机进行递升加压试验。7）如加压正常，可并入系统并注意各项电压，电流的变化。7.2.2.3. 发电机过电压保护动作1. 现象1）转子电流、电压不正常增大，并继续上升。2）定子电压表短时超过最高允许电压，机组出现异常大的电磁鸣声。3）监控系统语言报警，“发电机后备保护动作”及“发电机过电压保护动作”光字牌亮，

40、过电压保护延时跳主变高压侧开关，跳厂变高压侧开关，跳灭磁开关，关导叶。机组停机。2. 处理1）稳定机组转速，查明原因并及时检查机组各部正常后并入系统。2）检查是否由于励磁系统调节器故障或电调故障引起，若发现故障，应及时通知检修人员处理，良好后恢复运行。3）如果保护误动，则将该保护停用，机组仍可恢复送电，及时校验停用装置，合格后投入。停用保护应经中调和总工程师批准。7.2.2.4. 复合电压起动过电流保护动作1. 现象1）冲击声，发电机定子电流显著升高或不平衡。2）计算机监控系统语言报警，“发电机后备保护动作”及“复合电压闭锁过电流保护动作”光字牌亮，发电机后备保护复合过电压闭锁过电流延时跳主变

41、高压侧开关，跳厂变高压侧开关，跳灭磁开关，关闭导叶，机组停机。2. 处理1）检查保护动作情况，视情况尽可能尽快恢复系统周波和电压。2）对保护范围内一次设备进行全面检查，待故障消除并查出故障区域，并判明主保护拒动的原因后，再决定是否并入系统。3）查明是否线路故障引起，若是线路故障引起，待故障线路隔离后，经调度同意，机组方可恢复运行。7.2.2.5. 发电机失磁保护动作1. 现象1）转子电流表指示接近于零或等于零，系统电压下降。2）定子电流表指示升高并摆动，转子局部过热温度升高。3）有功负荷指示下降并振动，转差率愈大，振动愈大。4）无功表指示下降在零以下。5）发电机端电压下降并摆动。6）计算机监控

42、语言报警，“发电机后备保护动作”及“发电机失磁保护动作”光字牌亮，发电机失磁保护延时跳主变高压侧开关，跳厂变高压侧开关，跳灭磁开关，关闭导叶，机组停机。2. 处理1）查明励磁消失是否由于灭磁开关误跳闸引起，并检查灭磁开关是否冒烟和焦味。2）查明励磁消失是否由于励磁调节器故障或可控硅功率柜内部故障引起。3）检查转子回路有无断线，磁极接头有无脱开 ，滑环碳刷有无脱落卡在正负极滑环中造成短路等故障。4）发现明显故障现象，必须在故障消除，测量绝缘合格后，方可开机并网。5）若无明显故障，分析是否由于失磁保护误动引起。7.2.2.6. 发电机非同期并列1. 现象1）发电机发生强烈振动和很大冲击2） 发电机

43、定子电流突然升高，系统电压降低，发电机本体发出异音，然后定子电流剧烈摆动。2. 处理1）系统负荷允许时，应将该机组立即解列，测定子、转子线圈的绝缘电阻，报告领导，通知检修人员对机组机械及电气连接部分进行详细的检查。2）找出非同期并列原因并消除。3）系统负荷不允许解列时，除汇报领导外，应严加监视机械各部分温度，声响，异味，加强风洞检查并设法尽快停机处理。7.2.3. 故障处理7.2.3.1. 发电机（系统）震荡1. 现象1) 定子电流表指示剧烈摆动。2) 发电机与母线电压表剧烈摆动，经常是电压降低。3) 有功和无功表，线路表计周期摆动。4) 转子电流表指针在正常值附近摆动。5) 发电机发出有节奏

44、的鸣响，且与表计摆动合拍。6) 周波可能升高。7) 正常机组的表计摆动幅度不大，且摆动方向与震荡机组表计摆动方向正好相反。2. 处理1) 应立即增加励磁电流，提高电压，创造恢复同期条件。2) 重新分配负荷，减小震荡机组的有功负荷。3) 系统震荡时，及时报告调度，听从指挥，增加发电机无功，当周波下降时，应提高发电机有功出力，当周波升高时应降低发电机有功负荷。4) 如以上措施无效，则按调度员命令，决定震荡机组是否解列。7.2.3.2. 发电机定子接地1. 现象1) 监控系统报警，“发电机定子95%”光字牌亮。2) 10.5KV三相电压不平衡。2. 处理1) 检查或测量机组各相对地电压，判明接地相和

45、接地程度。2) 10.5KV系统各设备外部全部检查，注意跨步电压的危险。3) 报告调度和有关领导，启动备用机组。4) 发电机单相接地时，要迅速和调度联系，立即将机组从电网解列停机。3. 注意事项1) 加强对系统一次设备巡回检查，并做好事故预想。2) 检查人员必须严格遵守规程。7.2.3.3. 转子一点接地1. 现象1) ”发电机转子一点接地“光字牌亮。2) 计算机监控系统语音报警。2. 处理1) 转子电压表切换开关测量正负对地电压，判明那极接地及接地程度。2) 一般情况下，应迅速转移负荷，停机处理。7.2.3.4. 过负荷保护动作。1. 现象1) “发电机后备保护单元告警动作”光字牌亮。2) 计算机监控语音报警。3) 若正序过负荷则有功或无功负荷增加，定子电压超过额定值，转子电流升高，可能超过额定值。4) 若为负序过负荷则定子三相电流不平衡。2. 处理1) 调整机组之间负荷分配，降低过负荷的发电机电流。2) 若其他机组都在额定工况运行，应立即汇报中调，要求减小负荷或立即开启备用机组，若负序过负荷，应合并中调，查明电网不对称运行原因。3) 若无备用机组，降低过负荷发电机无功负荷，如果电压已到下限，降低有关负荷。4) 密切监视发电机各部温度是否正常，并及时汇报有关领导。7.2.3.5. 轴电流保护动作1. 现象1) “发电机轴电流