发电机监督规程

发电机监督规程设计选型审查总的技术要求发电机技术条件应符合GB755、GB/T7064、GB/T7894、DL5000和《防止电力生产事故的二十五项重点要求(国能安全[2014]161号)》以及集团公司相关反事故措施等要求。特别注意与电网系统的参数配合。发电机的额定容量应与原动机的额定出力(TRL)相匹配；发电机的最大连续输出容量应与原动机的最大连续出力（T-MCR）相匹配。发电机的非正常运行和特殊运行能力及相关设备配置，应符合DL/T970的规定。新建发电机组应具备适应频繁启停及深度调峰能力。发电机订货合同中应明确相关罚则以要求制造厂家对投产初期发生的问题负责。如要求制造厂改进绝缘材料及制造工艺以减少发生定子槽楔松动，否则应在机组第一次计划检修时负责免费修复。结构设计要求发电机定子、机座、端盖、出线罩和冷却器外罩等具有足够的强度和刚度。定子机壳与铁心之间有弹性连接的隔震措施。定子线棒槽内及绕组端部固定应牢靠,定子绕组端部具有伸缩结构（刚－柔结构）。定子铁心采取防止松动措施，铁心端部结构如压指、压板等采用无磁性材质，并采取有效的屏蔽措施，避免产生局部过热。严禁定子绝缘引水管交叉接触，引水管之间、引水管与端罩之间应保持足够的绝缘距离。水内冷系统中的管道、阀门的橡胶密封圈应采用聚四氟乙烯垫圈。发电机机壳、端盖、端罩、出线套管的接合面应密封严密，避免漏氢。对发电机端盖密封面、密封瓦法兰面以及氢系统管道法兰面等所使用的密封材料（包含橡胶垫、圈等），必须进行检验合格后方可使用。严禁使用合成橡胶、再生橡胶制品。发电机集电环端的轴承座与底板和油管间、油密封座与端盖间加装便于在运行中测量绝缘电阻的双层绝缘垫或专用测量端子。水内冷转子绕组复合引水管应更换为有钢丝纺织护套的复合绝缘引水管。100MW及以上机组的转子出水铜拐角应全部更换为不锈钢材质。发电机各部分结构强度在设计时应考虑能承受发电机单相接地故障或主变高压侧三相故障，以及发电机定子绕组出口端电压为105％的额定电压、满负荷时三相短路故障的要求。发电机出线罩座采用非磁性材料，设计结构上能承受每个出线套管上分别吊装所需电流互感器的荷重和防振要求。发电机出线箱与封闭母线连接处应装设隔氢装置，并在出线箱顶部适当位置设排气孔和加装漏氢监测装置，排气孔应采取必要的防水措施。调峰运行的发电机应在设备订货时按两班制运行的发电机提出特殊要求，如10000次起（停）机寿命、转子绕组铜线含银、加滑移层等。送出线路具有串联补偿及涉及直流输电的发电厂，应准确掌握发电机组轴系扭转振动频率，以配合电网管理单位或部门共同防止次同步谐振。氢气系统一套完整的氢气冷却系统，包括控制机内氢气压力的调节阀，联接供气系统的接头，氢气干燥器。若氢气冷却器冷却水的水质不良，其管材宜选用耐腐蚀性强的材料。氢气干燥器的选型宜采用分子筛吸附式产品，并且应具有发电机充氢停机时继续除湿功能。一套完整的置换气体系统（如CO2）可安全地向机座内充气和置换氢气。如果用加压空气从机内置换CO2，除置换CO2过程外，要确保空气不能进入发电机内，例如使用可移开的管接头设施，并配置换气体的纯度监测器。氢气纯度、压力、湿度、温度除设有防爆型就地指示和报警装置外，还设置输出到远方（DCS）指示及报警输出接点，并设置漏氢的在线监测器。内冷水系统一套完整的内冷水系统包括泵、冷却器、过滤器和控制内冷水温度的调节器。冷却器材质根据冷却水的水质选定，若冷却水的水质不良，应考虑选用耐腐蚀的材料。内冷却水系统配置应符合DL/T801的要求。定子、转子的内冷水应有进、出水压力、流量、温度测量装置；定子还应有直接测量进、出发电机水差压的测量装置，并将测量信号传至集控室显示。内冷却水系统应有导电率、pH值的在线测量装置，并将测量信号传至集控室显示。应有保持水质合格的设备。设有漏水监测装置及将漏入机内液体排出的措施。安装定子内冷水反冲系统，系统的所有钢丝滤网应更换为激光打孔的不锈钢板新型滤网（达到200目），防止滤网破碎进入线圈。水内冷定子绕组内冷水箱应加装氢气含量及泄漏量检测装置。密封油系统一套完整的密封油系统应包括监测密封油仪表盘。密封油的温度、油压、压差信号应能送达DCS。主供油泵异常时，应能自动切换至密封油紧急备用的供给设备。配备密封油净化、除水装置和自动补油装置。密封油系统用的密封垫应采用耐油材料。密封油箱应加装氢气含量检测装置。监测装置按照DL/T1163进行配置。对各部分温度检测元件的要求：定子铁心（汽、励端）、压指、压板、屏蔽层埋置足够数量的测温元件，装设位置应考虑到引线漏环电流磁场的影响，以满足测量精度要求。测温元件数量满足进相试验的要求；每相定子绕组槽内至少应埋2个检温计。氢内冷发电机的定子绕组出风口处至少应埋置3个检温计。对功率≥200MW水内冷发电机的定子绕组，在每槽线圈层间各埋置1个检温计，并在线圈出水端绝缘引水管的水接头上安装1个测水温的检温计；冷却介质、轴承的检温计配置应符合GB/T7064的规定；应对检温元件的类型（热电阻或热电偶；单支或双支）、热电偶分度号等提出要求；温度检测元件端子应全部引出发电机壳外。对自动监测装置的要求：对功率200MW及以上的发电机，根据需要配备必要的质量可靠的监测器，以提高运行的可靠性，如配备漏水监测器，漏氢、漏油监测器，氢气纯度、湿度、温度监测仪等；并可根据发电机的运行状况，选配发电机绝缘过热监测器、局部放电监测仪、转子匝间短路监测器、定子绕组端部振动监测器等在线监测装置。对功率200MW及以上的发电机，有功、无功负荷及电气参数，振动、各测温点温度、冷却、密封及润滑介质参数等测量，必须配有与计算机连接的监测系统接口。监造及出厂验收监造范围200MW及以上容量的发电机应根据DL/T1054的规定进行监造和出厂验收。监造主要内容发电机本体制造质量见证项目可参照DL/T586的规定。主要监造内容：汽轮发电机主要部件的材料如金属材料、电工材料等原产地、生产厂家、技术性能指标应符合订货合同与GB/T7064的规定；汽轮发电机各部件的生产、加工必须符合制造厂的设计图纸和技术条件要求；见证定子线棒、转子磁极电气试验、重要部件加工试验，工厂组件的装配等。关键部件的监督要求：确认重要部件、原材料材质和供货商符合订货技术协议的要求；确认关键部件的加工精度符合图纸的要求；确认铁心、定子、转子的装配工艺符合工艺文件要求，过程检验合格。出厂试验出厂试验按GB/T7064及订货技术协议的规定进行。对订货合同或协议中明确增加的试验项目应严格进行试验，且试验结果合格；并提供其它型式试验、特殊试验项目的有效试验报告。订货合同规定的见证项目，应有业主认可的验收人员参加。安装及投产验收运输及保管发电机定、转子及部件运输时，应妥善包装，以适应运输、吊装和装卸，应有防雨雪、防潮、防锈、防腐蚀、防震、防冲击、防变形等措施。运输发电机水冷部件时，应排净和吹干内部水系统中的水并采取防冻措施。安装前的保管应满足防尘、防冻、防潮、防爆和防机械损伤等要求。最低保管温度为5℃。长期存放的转子应采取措施避免转子存放导致大轴弯曲。各进、出法兰应采取有效措施妥善封盖。安装监督重点发电机安装应严格按照GB50170及产品安装文件的相关规定执行。发电机的引线及出线的安装应符合下列要求：引线及出线的接触面良好、清洁、无油垢，镀银层不应锉磨；引线及出线的连接应紧固，当采用铁质螺栓时，连接后不得构成闭合磁路；大型发电机的引线及出线连接后，应按制造厂的规定进行绝缘包扎处理。氢冷发电机必须分别对定子、转子及氢、油、水系统管路等作严密性试验，试验合格后，方可作整体性气密试验。试验压力和技术要求应符合制造厂及行业有关规定。水内冷发电机绝缘水管不得碰及端盖，不得有凹瘪现象，绝缘水管相互之间不得碰触或摩擦。投产验收安装结束后，发电机应按GB50150进行交接试验；其中，标准中规定的特殊试验项目，应由具备相应资质的单位实施。对于定子绕组端部固有振动频率测试及模态分析宜进行现场试验，以验证出厂试验数据，并作为安装原始数据，为以后发电机运行、检修提供参考数据。全部试验合格后，方可申请启动验收。启动调试应符合订货技术要求、调试大纲、相关规程及反事故措施的规定。试运行时应考核发电机出力、效率、振动值、氢冷发电机漏氢量是否达到制造厂的保证值。验收时，应按时提交产品说明书、图纸；安装验收技术记录、调试报告等技术资料和文件。运行监督运行监视发电机运行中的监视、检查和维护应按DL/T1164及制造厂有关技术文件的规定执行。发电机运行参数应定时检查记录。励磁系统绝缘监测装置应每班记录一次。轴承绝缘的检查在机组大、小修后进行。每月应检查一次励磁机侧轴承绝缘，保持良好状态。在额定负荷及正常的冷却条件下运行时，发电机各部分温度应在合格范围，温度限值和温升限值见GB/T7064。200MW及以下发电机，轴承出油温度不超过65℃，轴瓦温度不超过80℃；200MW以上发电机，轴承出油温度不超过70℃，轴瓦温度应低于105℃。温度记录周期应在现场运行规程中规定。发电机稳态运行中，其振动限值应符合表4.1.1～4.1.2的要求。表4.1.1轴承振动标准（峰峰值pp)工作转速(r／min)优良(A)(μm)合格(B)(μm)报警(C)(μm)打闸(D)(μm)1500≤30≤50≥703000≤20≤30≥50≥100表4.1.2转轴振动标准相对轴振(μm)绝对轴振（μm)优良(A)＜80＜100合格(B)＜120（165）＜150(200)报警(C)≥120(165)≥150(200)打闸(D)＞240＞300注：（1）具体机组的振动限值应根据机组设计、长期运行特点确定后，由厂总工程师批准后执行；（2）按两个互成90°的传感器的大值考核；（3）新投产机组的轴振水平应在(A)以内；B—机器可以长期运行；C—机器尚可短期运行，但必须采取补救措施；D—停机，不允许运行；（4）括弧中的数据是用于考核200MW的三缸三排汽和100W及以下机组；（5）进口机组应将国外制造厂标准或合同值列入运行规程作为考核依据；（6）其他重要旋转设备转轴振动标准应将设备制造厂家标准或合同值列入运行规程作为考核依据。实时或定期监测轴电压。可利用与大轴表面接触良好的碳刷或扁铜带引出轴电压信号，将轴电压信号接入专门配备的精密监测装置进行实时监测和报警，或者定期（视情况周期可为半年或1年）手工取样，接入示波器测量。监测装置或示波器的采样周期应不低于500kHz。轴电压应不大于10V（DL/T596中“汽轮发电机大轴对地电压一般小于10V”）。对密闭式冷却的空冷发电机，其最低进风温度，应以空气冷却器不凝结水珠为标准。冷水系统水温较低时，应将空气冷却器的冷风温度调整至设备不结露。运行中，应按照DL/T664检测集电环—碳刷装置的发热情况，并检测碳刷火花状况，监测周期应在现场运行规程中规定。氢气系统运行监视氢气冷却系统正常运行时，发电机内氢压应达额定值，不宜降氢压运行。机内氢压应高于定子内冷水水压。氢气冷风温度范围应执行制造厂的规定，一般为发电机为35～46℃。氢气冷却系统正常运行时，发电机内氢气纯度按容积计应在96％以上。氢气中氧的体积百分数不得超过0.5%。严格控制氢冷发电机氢气湿度在标准范围内，运行中氢气露点温度应保持在0℃～-25℃，当发电机内温度低于5℃时，氢气露点温度应保持在-5℃～-25℃。新建、扩建电厂补氢用新鲜氢气在常压下露点温度应≤-50℃,运行电厂应≤-25℃。应定期检查在线漏氢监测装置各测点的氢气含量，其值应在合格范围。当轴承油系统或主油箱内含氢量（体积）超过1％时应查明原因。当封闭母线外套内氢气含量超过1％时，应停机查漏消缺。当定子绕组内冷水箱内的含氢量（体积）超过2％时，应报警并加强监视和分析；若超过10％应立即停机处理。当定子绕组内冷水箱内的漏氢量大于0.3m3/d时应在计划停机时安排消缺，若漏氢量大于5m3/d时应立即停机处理。内冷水系统运行监视新投运机组，应测量运行工况下内冷却水进出口的水压、流量、温度、压差、温差等基础数据，录入发电机台账；已投运的机组，应在内冷却水系统大修清理后补测录入。正常情况下，应保证进入PN≥200MW发电机的内冷水温度为40～50℃；进入PN<200MW发电机的内冷水温度为20～45℃。且定子内冷水进水温度应高于氢气冷风温度，以防止定子绕组结露。运行中，应在线连续测量内冷却水的电导率和pH值，定期测量含铜量、溶氧量。内冷却水水质应符合DL/T801的要求，见表4.1.4～表4.1.6。表4.1.4发电机定子空心铜导线冷却水水质控制标准pH值(25℃)电导率(25℃)µS/cm含铜量µg/L溶氧量aµg/L8.0～9.00.4～2.0≤20—7.0～9.0≤30a仅对pH＜8时控制。表4.1.5双水内冷发电机内冷却水水质控制标准pH值(25℃)电导率(25℃)µS/cm含铜量，µg/L标准值期望值标准值期望值7.0～9.08.0～9.0＜5.0≤40≤20表4.1.6发电机定子不锈钢空心导线内冷却水水质控制标准pH值(25℃)电导率(25℃)，µS/cm6.5～7.50.5～1.2运行中的监测数据出现下列情况之一，应作相应处理：相同流量下，内冷却水进、出发电机压差的变化比档案基础数据大于等于10%时，应进行检查及综合分析，并考虑反冲洗处理；水氢冷定子线棒层间测温元件的温差达8℃或定子线棒引水管同层出水温差达8℃报警时，应检查定子三相电流是否平衡，定子绕组水路流量与压力是否异常，如果发电机的过热是由于内冷水中断或内冷水量减少引起，则应立即恢复供水；当定子线棒温差达14℃或定子引水管出水温差达12℃，或任一定子槽内层间测温元件温度超过90℃或出水温度超过85℃时，应立即降低负荷，在确认测温元件无误后，为避免发生重大事故，应立即停机检查处理；对于全氢冷发电机，定子线棒出口风温差达到8℃或定子线棒间温差超过8℃时，应立即停机，排除故障。密封油系统运行监视密封油系统压差阀必须保证动作灵活、可靠，密封瓦间隙必须调整合格。发现发电机大轴密封瓦处轴颈存在磨损沟槽，应及时处理。密封油质应符合DL/T705的要求，200MW及以上容量发电机的油中含水量不得大于50µL/L。密封瓦内压力油室的油压应高于机内氢压0.05MPa左右，防止因密封油压力不合理造成氢气外泄和密封油向机壳内大量泄漏。检查和维护发电机及其附属设备，应由值班人员进行定期的外部检查，检查周期应在现场运行规程中规定。此外，在发生短路故障以后，应对发电机进行必要的检查。集电环和滑环定期检查重点：集电环和滑环上电刷的冒火情况；电刷在刷框内应能自由上下活动(一般间隙0.1mm～0.2mm)，并检查电刷有无摇动、跳动或卡住的情形，电刷是否过热；同一电刷应与相应集电环片对正；电刷连接软线是否完整、接触是否紧密良好、弹簧压力是否正常、有无发热、有无碰机壳情况；电刷与集电环接触面不应小于电刷截面的75%；电刷的磨损程度(允许程度订入运行规程中)；刷框和刷架上有无灰尘积垢；有条件时，定期对碳刷弹簧压力和集电环温度进行检测，集电环或滑环表面应无变色、过热现象，温升应满足规定。加强封闭母线微正压装置的运行管理，定期测量封闭母线内空气湿度；定期检查封闭母线与主变压器低压侧升高座连接处是否存在积水、积油；机组大修时检查盘式绝缘子密封垫、窥视孔密封垫及非金属伸缩节的密封性，若存在密封不良或材质老化应及时更换。定期检查分析发电机绝缘过热、局部放电、转子匝间短路、定子端部振动等在线监测装置运行情况，发现报警时，应立即分析数据合理性，并根据发电机运行参数及大修试验数据进行综合判断，必要时应停机处理。检修监督检修周期及项目发电机的检修周期及项目应按集团公司机组检修的相关管理制度执行，并参照DL/T838规定及制造厂技术要求执行。检修监督重点检查发电机定子绕组端部及铁心紧固件，如压板紧固螺栓和螺母、支架固定螺母和螺栓、引线夹板螺栓、汇流管所用卡板和螺栓、穿心螺杆螺母等的紧固和磨损情况。检查大型发电机环形接线、过渡引线、鼻部手包绝缘、引水管水接头等处绝缘情况。检查槽楔、绑绳、垫块松动情况，并重新打紧松动的槽楔。引水管外表应无伤痕。严禁引水管交叉接触，引水管之间、引水管与端罩之间应保持足够的绝缘距离。检查定子铁心有无松动、粉末或黑色泥状油污甚至断齿等异常现象。大修抽转子后，应对氢内冷转子通风道进行通风试验、转子护环探伤、转子风扇叶片探伤。检查转子引线槽楔下垫条，防止垫条断裂造成转子绕组接地。检查转子引线与线圈连接处是否开焊。使用内窥镜检查转子线圈端部变形情况。检查导电螺钉的密封情况及导电螺钉与导电杆之间接触情况。防止发电机内遗留金属异物。防止锯条、螺钉、螺母、工具等金属杂物遗留在定子内部，特别应对端部线圈的夹缝、上下渐伸线之间位置作详细检查，必要时使用内窥镜逐一检查。定期校验定子各部分的测温元件，保证测温元件的准确性。冲洗外水路系统、