第二篇发电机运行规程

1、第二篇 发电机运行规程1 设备规范发电机概述本厂发电机为QFSN300220B型三相同步交流发电机，由东方电机股份有限公司设计、制造。发电机定子线圈及其引线、出线采用水内冷，转子绕组、定子铁芯及端部采用氢冷，密封系统采用单流环式油密封。发电机励磁系统采用静止可控硅自并激励磁方式：发电机励磁由接至机端励磁变压器经可控硅整流后供给。1.1 QFSN-300-2-20B型汽轮发电机技术规范名 称单 位技术参数型号QFSN-300-2-20B视在功率MVA353额定功率MW300最大连续功率MW330（388）功率因素COS0.85（滞后）定子电压kV20定子电流A10189励磁电压V455励磁电流A

2、2075空载励磁电压V135（待定）空载励磁电流A824设计效率%98.9频率HZ50额定转速r/min3000相数3定子绕组结线方式2-Y定子绕组引出线端子数个6短路比0.6241转子绕组直流电阻(在15时)0.162766定子绕组直流电阻(在15)时0.001658定子绕组每相对地电容F0.225转子绕组电感H1.393纵轴同步电抗Xd1.8548纵轴瞬变电抗Xd(非饱和值/饱和值)0.2568/0.2260纵轴超瞬变电抗Xd(非饱和值/饱和值)0.1693/0.1558负序电抗X2(非饱和值/饱和值)0.1867/0.1718零序XO(非饱和值/饱和值)0.0772/0.0733负序承载

3、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/min1347二阶R/min3625噪声水平dBdB89进相运行(COS0.95超前)连续转动惯量Nm2294300绝缘等级F转子磁极数个2励磁方式自并励冷却方式定子绕组及引出线水内冷转子绕组及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从励端看逆时针定子吊装重量(不带端盖、氢冷器)吨196转子重量吨52.8发电机内可充气容积M371制造厂家东方电机股份有限公司1.2 励磁变技术规范型号ZSCB9-3200/20/0.9额定电压（V）额定电流（A）短路阻抗一次侧分接位置分接连接电压12-32100023-42

4、050034-52000092.47.534-5 A1B1C11500092.47.5345-61950056-719000二次侧900V2053A额定容量3200KVA额定频率50HZ标 准GB6450 IEC6 0076-11联结组标号Yd11绝缘水平L1125 AC55/L1 0 AC5 KV绝缘等级F出厂序号20051865温升限值90K产品代号SD9721844-1防护等级ZP21总 重10160KG日 期2005.06使用条件户内式生产厂家顺德1.3 励磁系统主要技术规范（缺资料）1.4 自动励磁调节和可控硅整流屏主要技术规范装置名称UNITROL5000型励磁装置型号Q5S-O/

5、231-S4500出厂日期2005.6控制电源DC：220V动力电源DC：220V交流电源AC：380/220V 50HZ额定输入电压AV：900V 50HZ额定输出电压DC：455V额定输出电流DC：2075A标准编号GB/T7409.3-1997出厂编号117-300-25-21.5 主整流柜HZM-1技术规范（缺资料）1.6 灭磁及过电压保护主要技术规范（缺资料）1.7 冷却介质基本参数（缺资料） 发电机定子机壳内氢气技术参数项 目单 位规 范额定氢压MPa（表压）0.25允许最大氢压MPa0.3氢气纯度%96%氢气湿度g/m34发电机及氢气管路充氢容积m371漏氢量充氢容积5%氢气干燥

6、器技术特性表名称指标名称指标设计压力MPa 0.8腐蚀裕度3设计温度65焊缝系数0.85额定工作压力MPa0.4主要受压元件材质Q235-B工作介质氢气容器类别I全容积 m30.22氢气除湿装置技术参数型号QLG-SVIB出厂编号163050730工作压力0.8MPa氢气流量120Nm3/h回氢湿度1Ng/m3出厂日期2005.7厂址牡丹江北方电站设备有限责任公司1.7.2 定子线圈冷却水主要技术参数名 称单位技术参数进水压力MPa0.10.2进水温度45±3回水温度80水量M3/h（包括端部引入、引出线水量）45系统充水容积M32.53所需循环水水量M3/h160所需循环水水压MP

7、a0.35水质要求20时电导率s/cm0.51.5PH值78硬度gE/L220时的含氨量(NH3)微量1.8 氢气冷却器冷却水主要技术参数名 称指 标名 称指 标氢气冷却器个数4氢气冷却器进水温度2038氢气冷却器出水温度43水量4×100t/h进水压力0.10.2MPa水压降0.024MPa氢气冷却器风阻压降0.222MPa1.9 轴承润滑油名 称指 标名 称指 标发电机轴承润滑油量2×500L/min进油压力0.050.10 MPa稳定轴承油量25L/min进油温度3545出油温度701.10 发电机绝缘等级及温度限制参数名 称指 标名 称指 标定子线圈绝缘等级F（温度

8、按B级考核）转子线圈绝缘等级F（温度按B级考核）定子铁心绝缘等级F（温度按B级考核）定子绕组及出线水温度80（埋设检温计）定子绕组层间温度90（埋设检温计）层间温度差（最高-平均）8转子绕组温度90（电阻法）定子铁心温度120（埋设检温计）集电环温度120（温度计法）定子端部结构件温度120集电环出风温度60（温度计法）轴瓦温度90（温度计法）轴承和油封回油温度70（温度计法）1.11 发电机不同负荷下的效率有功(MW)75170225300330效率()97.8498.6498.81798.8398.8161.12 发电机正常运行中，应按值长命令接带负荷，负荷不超过额定值；一台氢冷却器停用时

9、，发电机负荷能力为额定值的80%。1.13 发电机最大出力（330MW）条件：氢压0.25 MPa冷却器进水温度20冷却器出水温度27发电机冷氢温度30厂房内环境温度301.14 发电机不同氢压下的出力：氢压 MPa0.250.20.1出力 MW3002702002 发电机运行方式2.1 发电机许可运行方式的一般规定 发电机各部件在额定运行参数下，最高允许监视温度应根据温升试验结果确定，现场没有做温升试验时，最高允许监视温度应低于制造厂的允许值。 发电机应按厂家铭牌规定的数据或在出力限制线的范围内运行，在未进行温升试验前，不允许超过铭牌数据运行。 电压、周波、功率因数、不平衡电流的规定.1 发

10、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。当功率因数为额定值时，电压变化范围不超过±5%和频率变化范围不超过-2%+2%时，发电机允许连续输出额定功率。当电压变化范围不超过±5%和频率变化范围不超过-5%+3%时，发电机也允许输出额定功率，但每年不超过十次，每次不超过8小时。.2 发电机连续运行的最高允许电压应遵守制造厂的规定，但最高不得大于额定值的110%。发电机的最低电压应考虑系统的稳定要求，一般不低于额定值的90%。.3 当发电机的电压下降到低于额定值的95%时，定子电流长时期超过允许的数值，仍不得超过额定值的105

11、%。.4 当功率因数与频率为额定值时，电压在额定值±10%范围变动时，发电机视在功率不允许超过下表规定：定子电压/额定定子电压110%108%106%105%100%95%90%视在功率/额定视在功率86.35%91.26%97.5%100%100%100%90%定子电流/额定定子电流78.5%84.5%92%95%100%105%100%.5 发电机在额定功率因数下，电压偏离额定值±5%，频率偏离额值-5%3%范围内，发电机输出的功率、温升值、运行时间和允许发生的次数列于下表：电压(kV)21.020.519.519.021.020.519.519.0频率(Hz)47.5

12、47.547.547.551.551.551.551.5有功功率(MW)250260270285300300293285定子铁芯温升()37.537.1363637373635转子绕组温升()5757575757555149每次时间小于(min)11113333发电机寿命期内次数180180180180180101010.6 发电机的功率因数应保持在迟相0.85运行，一般不应超过迟相0.95(300MW，98.6MVar)。.7 发电机可以降低功率因数运行，此时转子励磁电流不允许大于额定值，而且视在功率应减少，当功率因数增大时，发电机的视在功率不能大于其额定值，功率因数变化时的允许负荷见下表：

13、功率因数1.00.90.850.80.70.6视在功率/额定视在功率100100100907158.8 发电机进相运行的允许范围主要受发电机静态稳定和定子铁芯端部结构件发热两个因素限制，本发电机允许在有功功率为额定值，功率因数为0.95超前的情况下持续运行，但只有在特殊运行方式下经总工许可后方可采用。.9 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，若负序电流不超过额定值的10%(负序电流表指示4.2)时，即三相电流之差不超过1400A，且最大一相电流不大于额定值时，则允许发电机长期运行，但应及时检查负序电流产生原因，设法消除，同时注意防止发电机各部温度越限。 发电机在系统故障状

14、态下，为了避免破坏系统的静态稳定，允许定子短时过负荷运行，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，时间间隔不少于30分钟，且满足下表要求：时 间(秒)103060120（定子电流/额定定子电流）%226154130116定子电流(A)23030156901325011820时 间(秒)103060120（转子电压/转子额定电压）% 208146125112转子电压(V)946664569509 发电机冷却介质的规定.1 定子冷却水水质的规定.1.1 定子冷却水水质要求按1.7.2执行。.1.2 定子冷却水正常导电率(换算成20)

15、应小于1.5µs/cm，报警值为5µs/cm。.1.3 当定子冷却水导电率超过10µs/cm，经处理无效时，应减负荷申请停机。.1.4 正常运行时，定子冷却水系统设有离子交换器，对25%进入发电机定子线圈的冷却水进行处理，经处理的水导电率为0.20.3µs/cm，导电度达到1.5s/cm，就地报警(发“离子交换器导电率高”光字牌信号)。.1.5 发电机定子冷却水导电率超标报警后，应及时处理，使之恢复至规定值。.2 发电机定子绕组设计进水温度为4248，当高于48或低于42时报警。.3 发电机定子冷却水额定流量为45m3/h，入口压力为0.10.2MPa(

16、表压)，当流量低于40m3/h时应联动备用定子冷却泵运行。当流量低于35m3/h时，发“发电机断水”光字信号，报警并延时30秒将发电机与系统解列。.4 发电机定子机壳内氢气的规定.4.1 氢气品质参数应符合1.7.3条中规定值。.4.2 氢气置换按3.3规定执行。.4.3 氢气压力应保持在0.25±0.02MPa(表压)下运行，机内氢压必须高于内冷水压0.04 MPa，但也不宜过高。.4.4 当发电机冷氢温度为额定值时，其负荷应不高于额定值的1.1倍；当冷氢温度低于额定值时，不允许提高发电机出力；当发电机的冷氢温度高于额定值时，每升高1定子电流应降低2%，但冷氢温度超过50不允许发电

17、机运行。.4.5 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。.4.6 发电机正常运行时不得降低氢压运行，若特殊情况下需降低氢压运行与制造厂协调且不应超过4小时，此时发电机的负荷应根据温升试验确定，未经试验前，允许负荷可参考下表： 氢压有功定子电流定子电压功率因数0.2 MPa270 MW9170A20kV0.850.1 MPa200 MW7132A20kV0.85.4.7 任何情况下发电机内氢压不得高于0.30MPa。 发电机轴承密封油压的规定：发电机轴承密封油的表压保持在0.30±0

18、.02MPa运行，氢油压差(油压高于氢压)保持在0.056±0.02MPa下运行。 发电机轴承振动和轴承温度的规定：正常运行时，发电机轴承振动应0.025mm，轴颈振动值应0.075mm(双幅)，轴承进油温度>3545，出油温度70，轴瓦温度<90。 绝缘电阻值的规定：.1 发电机检修后或备用超过72小时，投入运行前，应对其绝缘电阻进行测量，并做好记录，测量元件为发电机定子、定子汇流管及定子出线进水管、励端轴承、油密封、内外挡油盖、各电阻检温计冷态绝缘电阻、高厂变低压绕组。.2 测量定子回路(包括发电机出口封闭母线、主变低压侧绕组、高厂变高压侧绕组等连接设备)的绝缘电阻值

19、，应使用水内冷发电机绝缘测试仪进行测量。定子绕组水路系统内应通入电导率合格的内冷水，其换算至同温度下的绝缘电阻值，不得低于前一次测量结果的1/3至1/5，但最低不能低于20M，吸收比不得低于1.3(吸收比=R60s/R15s)，发电机定子出口封闭母线断开时，定子绝缘电阻值不应低于200M。绝缘不符合上述要求时应查明原因，进行处理，若不能满足要求，则请示总工批准是否投入运行。不同温度下电阻值换算： Rt2=Rt1/2(t2-t1)/10式中Rt1、Rt2分别为温度t1、t2的电阻值。.3 测量发电机定子回路绝缘电阻方法：.3.1 用万用表测量汇水环(包括绕组进、出汇水环和绕阻引出线汇水环)的对地

20、绝缘值30K，测量汇水环与定子绕组绝缘100K。.3.2 定子绕组不通水情况下，绝缘电阻用2500V摇表测量，其值不小于5M。.3.3 励端轴承、油密封、内外挡油盖对地绝缘用1000V摇表测量，其值不小于1 M。.4 测量转子绕组绝缘电阻用500V摇表，其值不低于1M，包括转子绕组在内的励磁回路绝缘值应不低于0.5M。.5 测量励磁变低压侧绝缘用500 V摇表，其值不低于1 M。.6 测量发电机轴承绝缘垫的绝缘电阻值，使用1000V摇表，其值不低于1M。.7 测量定子汇流管及定子出线进出水管对地绝缘用1000V摇表或万用表，不通水情况下，绝缘电阻不小于100K；通水时测量，其值不小于30K。.

21、8 测量高厂变低压侧绝缘电阻的要求见变压器运行规程。.9 测温元件室温下（20）用250V兆欧表测量，其值不小于1 M。.10 若某一测量对象的绝缘电阻值不满足规定值时，应采取措施加以恢复，能否投入运行，应报总工决定。.11 发电机大、小修或事故检修所需时间较长，停机后应测发电机绝缘，以便和检修后比较。2.2 发电机特殊运行方式的规定 发电机不允许用空气冷却带负荷运行。 若需短时空冷空转运行或进行试验时（在安装、调整及试运行期间，允许短时在空气中运转），必须遵守如下规定：.1 油密封装置及密封油控制系统应投入工作；.2 机内空气压力保持在0.0030.006MPa(表压)之间，压缩空气充入机内

22、前应经过干燥和过滤，空气的相对湿度不得超过50%(20、0.1MPa)，冷风温度2038；.3 无励磁；.4 冷却器通水； .5 定子绕组通冷却水；.6 切断氢气分析器，差压表，拆开供氢管道。.7 每次空冷空转时间不超过4小时；2.3 发电机停机状态的规定 备用停机：为非发变组一、二次回路有故障或检修工作而停机的状态，此时，发电机出口SF6开关断开、发电机220kV母线侧刀闸拉开，6kV厂用工作电源开关停电并拉至“试验”位置。 检修停机：为发变组一、二次回路检修所处的状态，此状态下满足的规定外，还应将6kV厂用工作电源开关拉到“检修”位置，并按检修工作的要求布置安全措施。3 发电机氢气系统3.

23、1 气体置换所需气体容积和时间按下表执行。所需气体种类被置换出发电机的气体种类需要气体容积所需时间二氧化碳(纯度85%)空 气180 m356h氢气(纯度96%)二氧化碳200m345h发电机升氢压至0.3MPa210 m311.5h二氧化碳(纯度96%)氢气150m345h3.2凡是进入氢气系统现场的人员必须注意的安全事项： 不能带入火种，不能穿带钉子的鞋，不能穿晴纶衣服； 现场内禁止明火作业，如果必须进行明火作业，必须经主管领导同意，且做好下列准备工作：.1 准备好充足的CO2及干粉灭火器；.2 装设防止火花飞溅的护板；.3 明火区内的氢气含量测定小于2；.4 使用的工具必须是防爆类型。3

24、.3 气体置换规定3.3.1气体置换前，发电机风压试验必须合格，密封油系统必须投入正常运行。3.3.2气体置换一般应在转子静止状态下进行，特殊情况也可在转子盘车下进行。3.3.3 气体置换中（尤其是氢气置换二氧化碳）应适当控制气体流动速度，不宜太快，并设专人调整密封油压。3.3.4气体置换期间，禁止电气做任何试验，20m内禁止明火作业，并悬挂警告牌。3.3.5在整个置换过程中，发电机内应保持有0.010.03MPa的压力。3.3.6严禁在机内氢气与空气直接混合置换。3.3.7CO2置换时，氢气纯度仪和湿度仪应解列，防止损坏设备。3.4 发电机气体置换3.4.1 发电机气密性试验.1 检查关闭下

25、列阀门： H1、H2、H3、H4、H18、H20、H23、H25、CO2和氢气取样门、液位信号放油门、所有排污门。3.4.1.2 检查开启下列阀门： H45、H46、H50、H52、H55、H56、H58、H59、H73、H79、H81、H82、油水探测器入口门及所有表计隔离阀（除氢气分析仪）。3.4.2发电机充空气气密试验：.1 确认所有压缩空气管道内无积水，接好压缩空气与发电机空气连接管，确证密封油系统投入正常；.2 缓慢开H5门向发电机充风压，风压至0.1MPa投入压差阀、平衡阀，风压至0.16MPa投入密封油补、泄油电磁阀；.3 风压升至0.3MPa，关闭H5门停止充风压，由检修人员查

26、漏，运行人员配合；.4 气密试验合格后，将压缩空气与发电机空气系统连接管拆除，用H18门将发电机内风压降至0.1MPa，关闭H18门。发电机气体置换.1 用CO2置换空气：.1.1 确证CO2供气阀H55门、氢气供气阀H73门开启；.1.2 开启CO2母管供气阀H20门；.1.3 开启CO2汇流排减压阀前入口隔离阀H29、H31和出口阀H26、H27门；.1.4 开启CO2瓶阀（一次开2瓶）；.1.5 调节CO2瓶减压阀，使母管压力维持在0.150.2MPa；.1.6 调节排汽阀H18门，使机内压力在0.010.03MPa；.1.7 当一组CO2瓶内压力降至0.5MPa时，再换一组CO2瓶；.

27、1.8 充CO2过程中，要保持CO2供气管路在距发电机3m以内无结霜现象；.1.9 从CO2取样门取样化验，当CO2纯度达到85%以上时，关闭CO2瓶阀；.1.10 关闭排气阀H18门；.1.11 关闭CO2供气阀H20门及CO2汇流排减压阀隔离阀H26、H27；.1.12 在CO2置换空气时应排尽各死角的空气，应检查油水继电器（液位器）中有无油水，并勤排放。.2 用氢气置换CO2：.2.1 确证CO2置换结束，机内CO2纯度达85%以上；.2.2 开启CO2排放阀H25门；.2.3 开启氢气母管供气阀H1、H3或H2、H4门,稍开启供氢门H10门，使机内氢压保持在0.010.03MPa；.2

28、.4 调节CO2排汽阀H25门，使机内氢气压力保持在0.030.05MPa；.2.5 当氢气纯度达95%时，排死角；.2.6 当氢气纯度96%时，关闭供气阀H3、或H4门，关闭排放阀H25门，稳定20min后，确证机内氢气纯度仍在96%以上；.2.7 盘车运行30min后，机内氢气纯度仍在96%以上，则氢气置换结束，将氢压升至0.28MPa，投入氢气纯度分析仪和湿度分析仪。.3 发电机排氢：.3.1关闭所有供氢门；.3.2确认氢气冷却器已停止供水；.3.3开启氢气排放阀H18门，降低氢气压力，当氢压降至0.03MPa时，氢气纯度仍在96%以上，解列氢气纯度仪和湿度仪；.3.4确证CO2排放阀H

29、25门关闭，开启CO2供气门H20、H26、H27、H29、H31及CO2瓶门，向机内充CO2，通过减压阀使CO2母管压力保持在0.150.2MPa；.3.5调整氢气排气阀H18门，使机内氢压力在0.010.03MPa；.3.6CO2纯度达90%时排死角，继续向机内充CO2，直到CO2纯度达到95%以上；.3.7关闭所有CO2瓶门及CO2供气门H20、H26、H27、H29、H31关闭排氢阀H18门；.3.8取样化验CO2纯度在95%以上，排氢结束。.4发电机空气置换CO2：.4.1确证CO2纯度在95%以上，开启H5向发电机内充空气；.4.2开启H25门排CO2；.4.3当机内压力降至0.0

30、050.01MPa时，从CO2排放阀前取样，当CO2含量低于15%时，停止充空气；.4.4排气过程中，注意排尽各死角CO2。3.5 氢气系统的运行与维护3.5.1 发电机额定运行时，必须保证额定氢压运行。3.5.2 当氢压降至 MPa时，投入自动补氢时，应自动补氢至0.3MPa，一般情况下，氢压应高于水压0.10.2MPa任何情况下氢压必须高于定子冷却水压0.03MPa以上。3.5.3 正常运行，机内氢气纯度应保持96%，含氧量小于2%，湿度小于4g/m3。3.5.4 发电机入口氢温应大于30，出口氢温应小于65；发电机并网后，氢温30以上时，投入氢气去湿装置，发电机解列后，停止氢气去湿装置。

31、3.5.5 干燥器内的干燥剂应3个月更换一次。3.5.6 每半年对各电磁阀、安全阀检查试验一次。3.5.7 每天后夜班检查排放一次油水探测器中的油水，并做好记录。3.5.8 每周对机内氢气纯度、湿度、主油箱含氧量取样化验一次。3.5.9 每月定期测试一次发电机实际漏氢量。3.6 氢气去湿装置的运行3.6.1 氢气去湿装置的启动（资料暂缺）3.6.2氢气去湿装置的停止（资料暂缺）3.6.3氢气去湿装置的运行维护.1 经常检查压缩机油位，应使油位高度不低于最低油位线，但亦不超过油位高度的2/3；.2 经常检查压缩机压力表，注意高、低压力在规定的压力范围内；.3 注意压缩机运行正常，无异常声响；.4

32、 注意检查各连接部位是否泄漏，如有泄漏，及时联系处理；.5 经常检查储水箱水位，积水不得超过视镜的2/3高度，每天定时放水。4 发电机组的运行操作4.1 启动前的检查4.1.1 发电机、主变、高压厂变及辅助设备一、二次回路工作已全部结束，工作票终结，具备运行条件。4.1.2 上述设备为检修而设置的安全措施(接地线，接地刀闸，短路线，标示牌等)已全部撤出。4.1.3 恢复固定遮栏和常设标示牌。4.1.4 对发电机本体及辅助设备按下列要求进行检查：4.1.4.1 发电机本体和外罩各结合面严密，各部螺丝紧固，发电机轴承绝缘垫无短路、脏污现象，发电机外壳两端冷、热氢温度计完好。4.1.4.2 发电机转

33、子滑环表面清洁、光滑、无伤痕；刷握安装牢固，其下缘至滑环表面的距离为23mm，滑环碳刷和大轴接地碳刷完好、牌号正确，刷辫连接牢固，碳刷在刷握内能上下自由活动，但不摇摆，碳刷表面与滑环(大轴)接触良好，碳刷有效长度不小于5mm，弹簧压力正常。4.1.4.3 发电机、主变、高压厂变封闭母线完整，充气压力正常。4.1.4.4 发电机出口电压互感器、避雷器，高压厂变低压侧同期电压互感器设备外观完好，瓷瓶无破损、裂纹现象，引线、地线连接牢固，一、二次保险完好。4.1.4.5 发电机、主变、高厂变回路电流互感器瓷瓶无破损、裂纹现象，一、二次引线连接牢固。4.1.4.6 发电机中性点柜内设备完好；中性点高阻

34、抗和匝间PT中性点连接电缆完好。4.1.4.7 发电机励磁开关、灭磁开关、自动电压调整装置及其盘面设备完好，操作机构无损坏、脱落现象，主整流柜及其风机、可控硅整流及其风机完好， AVR手动、自动调压旋钮均在最小位置。4.1.4.8 高压厂变低压侧小车开关在检修或试验位置，瓷瓶无断裂现象，操作机构连接牢固。4.1.4.9 发电机在充氢状态，氢气压力正常。4.1.4.10 发电机仪表、信号、继电保护、自动和远切装置投入正常，保护定值正确，发电机盘面各位置指示器指示正常，信号试验良好，发电机断水保护试验正常。4.1.4.11 主变、高压厂变具备投运条件，其检查项目见变压器运行规程；发一变组出口SF6

35、开关和母线刀闸的检查项目见配电装置运行规程。4.2 发电机启动前的准备操作4.2.1 启动前，发电机密封油系统、氢气系统、内冷水系统已投入运行正常；4.2.2 启动封闭母线充气装置运行正常；4.2.3 按条规定测量发一变组各部绝缘合格，做好记录；4.2.4 检查主变各部良好，无妨碍送电物；4.2.5 检查主变中性点接地刀闸在合；4.2.6 检查高厂变各部良好，无妨碍送电物；4.2.7 检查主变冷却装置电源，并将冷却控制箱内各控制开关投入相应位置；4.2.8 检查高厂变冷却装置电源，合上高厂变控制箱内两路电源刀闸(开关)，装上高厂变控制、信号及电源电压监视保险；合上各冷却风扇动力电源开关ZK；合

36、上控制开关KK； 4.2.9 检查发电机出口1PT各部良好；4.2.10 送上发电机出口1PT高压侧保险；4.2.11 合上发电机出口1PT二次侧开关；4.2.12 检查发电机出口2PT各部良好；4.2.13 送上发电机出口2PT高压侧保险；4.2.14 合上发电机出口2PT二次侧开关；4.2.15 检查发电机出口3PT各部良好；4.2.16 送上发电机出口3PT高压侧保险；4.2.17 合上发电机出口3PT二次侧开关；4.2.18 检查励磁变各部良好，无妨碍送电物；4.2.19 检查灭磁开关MK在断开位置；4.2.20 合上励磁调节器直流控制电源开关；4.2.21 合上灭磁开关MK控制电源开

37、关；4.2.22 送上励磁回路起励交流电源；4.2.23 合上励磁回路起励交流开关（查励磁电压正常）；4.2.24 检查发电机中性点接地柜完好；4.2.25 合上发电机中性点刀闸；4.2.26 检查发变组出口开关在断开位置，装上发变组单元总动力、加热保险，检查主开关压力正常，机构储能正常；4.2.27 检查发变组母线侧刀闸均断开，装上两刀闸动力保险，合动力电源开关；4.2.28 检查发变组保护装置工作正常，各信号压板投入位置正确；4.2.29 装上发变组控制保险、各变送器交流电源保险及记录表计电源保险；装上发变组同期保险；4.2.30 做发变组主开关及MK合、分闸试验良好，检查开头在分闸位置；

38、4.2.31 投入220kV母差跳发变组出口开关压板；4.2.32 送上发电机定子绕组绝缘检测装置电源。4.3 发电机启动前的试验4.3.1 试验一次事故及预告光字牌；4.3.2 进行机、炉、电大联锁试验；4.3.3 整流柜风机电源联动及风机停联跳交流开关试验；4.3.4 微机励磁调节器调压试验良好，试验后应在励磁退出状态。4.3.5 断灭磁开关、联跳主开关及厂高变两低压开关试验良好。4.3.6 断水保护试验良好。4.3.7 主变、高厂变冷却器运转正常、联锁试验良好。4.3.8 发变组出口开关、厂高变及励磁开关分、合闸及联锁试验良好。4.3.9 发变组二次回路或保护回路有工作时，应做保护传动试

39、验；4.3.10 发电机大修后，应做定子水压、氢密封试验；4.3.11 发电机大修后，应做空载和短路试验。4.4 发电机并列前的操作4.4.1 加用主变零序及阻抗跳母联开关压板，加用断水保护压板，加用失灵保护压板；4.4.2 检查发变组其余各压板已按正常方式投入；4.4.3 推上发变组或母线侧刀闸；并检查刀闸合闸良好、重动继电器励磁正常；4.4.4 发电机转速升至500r/min时，应进行下列检查：发电机声音是否正常；发电机转子、大轴接地碳刷是否跳动、卡涩和接触不良等情况；发电机端盖结合面是否漏氢；氢气冷却器是否已投入，水压、水温是否正常；发电机定子绕组是否通水，水质是否合格。4.4.5 发电

40、机转速升至1500 r/min时，应进行下列检查： 仔细检查发电机各部件有无机械摩擦、局部发热；声音、振动正常，滑环光滑，碳刷无跳跃、卡涩、接触不良现象；氢压正常，氢温正常；内冷水系统正常，水压、水温在规定范围内，水质合格；密封油压系统正常，回油畅通，油温正常。4.4.6 等机组转速达额定后投入热工保护压板。注：发电机一冲转经即认为带有电压，此时禁止在发电机定子回路中进行任何工作。4.5 发电机组并列的操作4.5.1发变组同期并列的条件4.5.1.1发电机的频率与系统频率相等4.5.1.2发电机的电压与系统电压相等4.5.1.3发电机的相位与系统相位相同4.5.1.4发电机的相序与系统相序一致

41、4.5.2 准同期并列的注意事项4.5.2.1发变组并列采用自动准同期方式。4.5.2.2大、小修后或同期回路有工作时，必须经核对相序无误后，方可进行发电机的同期并列操作4.5.2.3不允许同时投入两台发电机的同期装置。 4.5.2.4发电机在同期操作过程中，禁止其它同期回路的操作。4.5.3 发电机并列后的检查及接带负荷时的注意事项4.5.3.1发电机并列后，立即带上3%的初负荷和一定数量的无功负荷，进行暖机维持发电机电压，暖机后的升负荷速度决定于热机。4.5.3.2 发电机定、转子电流的增加速度应均匀，热态和事故情况下静、转子电流增加速度不作限制，有功负荷的增加速度决定于热机。4.5.3.

42、3发电机增负荷过程中，应特别注意冷却水压力，流量和水温的变化，并加强监视发电机、励磁线圈温度变化和定子端部有无渗漏现象。4.5.3.4 确认主变工作冷却器运行正常。4.5.3.5 当发电机负荷带100MW且运行稳定，可将厂用电倒至高厂变供电。4.5.4 机组并列的方式（资料暂缺）4.6 发电机并列后带负荷4.6.1 发电机并列后，可按每分钟35%额定负荷的速度增加有功负荷，由机、炉值班员控制。在热态和事故情况下，发电机加负荷速度不受限制(发电机定子线圈和铁芯温度在55以上为热态)。4.6.2 发电机并网后和加负荷过程中，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，定子、转

43、子、铁芯温度的变化以及发变组各参数和励磁系统、继电保护装置的运行情况；4.6.3 当发电机负荷加至100MW以上时，应将厂用电源倒至高厂变供电；4.6.4 当电网需要时，允许发电机调峰运行。4.6.5 发电机允许每年起、停250次，在其使用寿命期限内，起、停次数不超过10000次。4.7 发电机正常解列停机的操作4.7.1 得值长停机命令后，逐渐降低发电机有功负荷；4.7.2 当发电机负荷减至100MW左右时，将厂用电源倒至启备变供电；4.7.3 发电机减负荷过程中，应注意监视调整各冷却系统的运行工况，使之适应机组负荷的变化；4.7.4 发电机减有功负荷的同时，应相应减少无功负荷，保持正常的功

44、率因数；4.7.5 发电机解列前，合上主变中性点接地刀闸；4.7.6 待发电机有功负荷减至最低极限时将发电机无功负荷减至23Mvar；4.7.7 断开发电机出口开关；4.7.8 检查开关分闸正常，定子三相电流为零；4.7.9 按励磁退出按钮；4.7.10 检查励磁电压至最低限；4.7.11 投入程序灭磁，断开MK开关；4.7.12 检查开关分闸正常；4.7.13 停用热工保护压板；4.7.14 停用失磁、逆功率保护压板；4.7.15 解列时的注意事项：4.7.15.1 解列前合上主变中性点接地刀闸，检查6KV母线确已倒至备用电源供电。4.7.15.2 发电机解列后，应确认发电机定子三相电流确在

45、零值时，方可逆变灭磁。4.7.15.3 检查各开关已断，取下其操作、动力、储能保险4.7.16 发电机解列停机后，若值长命令发电机组做备用时，还应进行下列操作：4.7.16.1 检查发电机出口开关在断开位置；4.7.16.2 拉开发电机220kV母线侧刀闸；4.7.16.3 检查刀闸已拉开；4.7.16.4 将主变冷却风扇停运；4.7.16.5 将高厂变冷却风扇停运；4.7.16.6 检查可控整流屏风机已停运；4.7.16.7 取下6kV A、B段工作电源开关控制保险、拔出二次插件，将开关拉至“试验”位置。4.7.16.8 对发变组回路进行一次全面检查。4.7.17 机组检修时，除完成4.7.

46、16的操作外，还应进行下列操作：4.7.17.1 停用主变另序跳母联压板；4.7.17.2 停用阻抗保护跳母联压板；4.7.17.3 查灭磁开关在断，停启励装置电源开关；4.7.17.4 取下发变组同期装置电源保险；4.7.17.5 将6kV A、B段工作电源开关拉至检修位置；4.7.17.6 根据检修工作的需要布置好安全措施；4.7.17.7 若发变组保护回路有检修工作，应将保护压板全部退出。4.7.17.8 断开主开关控制电源4.7.17.9 将主开关解备5 发电机正常运行中的监视和维护5.1 发电机运行监视5.1.1 温度监视5.1.1.1 发电机运行中，各部位和冷却介质的额定温度和允许

47、温度限值见第一节的有关规定。5.1.1.2 为防止发电机内结露，发电机冷氢温度应控制在40±1，发电机定子绕组内冷水入口温度应控制在4045，任何情况下均应防止冷氢温度高于冷水入口温度。热氢温度不得高于75。发电机正常运行时，应注意监测氢冷器出入口氢温差，当温差显著增大时，表明发电机氢冷却系统不正常或发电机内部损失有所增加，应分析原因，采取措施，予以消除。5.1.1.3 当发电机的功率因数、定子电压、冷氢温度为额定值，氢气压力为最大允许表压时，发电机最大连续输出的有功功率为 MW，相应的无功功率为 MVar。当冷氢温度低于额定值时，不允许提高发电机出力，当高于额定值，每升高1，定子电

48、流应降低2%，冷氢温度超过50，不允许发电机运行。5.1.1.4 发电机定子线圈进水温度不超过 ，出水温度不超过 ，当进水温度超过45时，首先应提高水冷却器效率，在定子线圈出水温度、定子线圈的温度未超过允许值时，可以不降低发电机的定子电流。否则，应降低发电机的定子电流，直至出水温度和定子线圈的温度不超过规定的允许值为止。5.1.1.6 在负荷大量减少或甩负荷时，为防止发电机因急剧冷却而造成的设备损坏，必须加强氢气和内冷水温度的监视和调整。5.1.2 周波、电压、功率因数、不平衡电流值的监视：当周波、电压、功率因数、不平衡电流超过规定时，应立即汇报机、值长，并设法恢复正常参数运行。5.1.3 绝

49、缘的监视发电机定子绝缘可通过测量定子回路零序电压予以监视。零序电压除在交接班时应进行测量外，班中至少还应测量一次。对发电机转子和励磁机转子绝缘可通过磁场接地检测装置监测，发现异常应及时汇报。5.1.4 发电机冷却系统的监视发电机正常运行中冷却系统各参数不得超过规定。5.2 发电机的运行和维护5.2.1 值班人员应严密监视运行中的发电机表计、自动记录装置的工作情况，各仪表显示应与CRT相符。发电机定子电流、电压，转子电流、电压，功率因数，各部温度，温升等参数应符合规程规定，定子三相电压、电流平衡。5.2.2 发电机有功负荷增减一般由协调控制系统CCS或通过DEH调整，同时应按调度给定的电压曲线随

50、时调整发电机的无功和电压。5.2.3 发电机运行中，每小时应记录一次发电机盘上各表计指示和发电机各部温度，并与计算机打印结果相符。如发现个别测点温度显示异常，应对这个部位的温度加强监视，缩短记录时间间隔，并按发电机异常运行规定处理。5.2.4 发电机及附属设备，每2小时检查一次，检查内容如下：5.2.4.1 发电机各种灯光、信号正常，各开关位置指示与实际相符，计算机CRT画面显示正确。5.2.4.2 继电保护、自动装置应无异常动作、接点过热情况，无不正常的保护掉牌，保护压板位置与运行方式相符。5.2.4.3 接班后，应试验音响信号和光字牌信号。5.2.4.4 发电机各部清洁，运转声音正常，轴承

51、温度正常，无异常振动现象。5.2.4.5 发电机外壳无漏风现象，机壳内无烟气和放电现象。5.2.4.6 轴承、油管绝缘垫无被脏物短路现象。5.2.4.7 滑环表面清洁，无过热变色现象，滑环和大轴接地碳刷在刷握内无跳动、冒火、卡涩或接触不良现象，碳刷无破碎，刷辫无脱落、磨断等情况，碳刷长度不小于5mm。5.2.4.8 定子内冷水，压力、温升符合要求，冷却水压低于氢压的0.05MPa，冷却水管道、法兰无漏水情况。5.2.4.9 氢气的入口温度、温升、压力值正常，氢气压力低于密封油压约0.08MPa。5.2.4.10 检漏仪放水无积油、积水情况。5.2.4.11 发电机出口PT无异常和接头过热情况，

52、CT无开路、冒火现象，发电机中性点高阻抗运行正常。5.2.4.12 发变组及高压厂变封闭母线完整，微正压装置工作正常。发电机出线伸缩节无折断过热现象。5.2.4.13 对励磁系统按7.18.3条进行检查。5.2.4.14 检查间隔门锁好，遮拦、警告牌悬挂正确。5.2.4.15 对主变、高压厂变、6kV及220kV开关回路、直流系统及380V配电装置的检查见变压器、配电装置、直流系统运行规程。5.2.5 发变组承受短路或非同期合闸等故障后，应对发变组本体及引线接头等部位进行一次详细检查。5.3 冬季停机后，室温应维护在5以上，室温低于5时，可采用保持冷却水温在5以上，通水循环的方法防冻。6 发电机的异常和事故处理6.1 事故处理原则6.1.1 发电机发生事故时，值班员应按保证人身和设备安全的原则进行处理，首先应保住厂用电运行，避免全厂停电，确保整个机组安全停机。6.1.2 发电机发生事故时，值班员应迅速查明保护动作情况，并派专人详细记录发生事故时间，各报警信号，判断故障性质后，迅速限制事故发展，消除事故根源，解除对