《DLT 751 水轮发电机运行规程》

ICS

DL

中华人民共和国电力行业标准

DL/T751—2012

代替DL/T751-2001

水轮发电机运行规程

Codeofoperationforhydraulicturbinegenerator

（征求意见稿）

2012-XX-XX发布2012-XX-XX实施

国家能源局发布

DL/T751—2012

目  次

前言................................................................................III

1范围...............................................................................1

2规范性引用文件.....................................................................1

3术语和定义.........................................................................2

4基本技术要求.......................................................................3

4.1一般要求.......................................................................3

4.2监控及自动化装置...............................................................5

4.3继电保护及安全自动装置.........................................................6

4.4励磁系统.......................................................................7

4.5发电机母线.....................................................................8

4.6冷却系统.......................................................................9

4.7机组轴承......................................................................10

5发电机的运行方式..................................................................12

5.1额定情况下的运行方式..........................................................12

5.2进风温度变动时的运行方式......................................................14

5.3电压、频率、功率因数变动时的运行方式..........................................14

5.4特殊情况下的运行方式..........................................................15

6发电机的运行操作..................................................................15

6.1发电机启动操作................................................................15

6.2发电机零起升压操作............................................................16

6.3发电机停机操作................................................................17

7发电机运行的监视和检查维护........................................................17

7.1发电机的启动、并列、加负荷和停机..............................................17

7.2发电机运行中的监视和检查维护..................................................19

7.3集电环和电刷的检查和维护......................................................20

7.4监控及自动化装置的检查和维护..................................................21

7.5继电保护和安全自动装置的检查和维护............................................21

7.6励磁装置的检查和维护..........................................................21

7.7备用机组的检查维护............................................................22

8发电机的不正常运行和事故处理......................................................22

8.1发电机的异常运行及处理........................................................22

8.2励磁系统的故障处理............................................................25

8.3发电机的故障及事故处理........................................................26

附录A（资料性附录）水轮发电机及其附属设备主要技术参数..............................28

I

DL/T751—2012

水轮发电机运行规程

1范围

本标准规定了水轮发电机运行的基本技术要求、运行方式、运行操作、运行中的监视检查和维护、

不正常运行和事故处理的一般原则。

本标准适用于与水轮机直接连接、额定容量为10MW及以上的同步水轮发电机（以下简称发电机）。

10MW以下的同步水轮发电机可参照执行。

2规范性引用文件

下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅所注日期的版本适用于本文

件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。

GB755旋转电机定额和性能

GB/T2900.25电工术语旋转电机

GB/T7409.3同步电机励磁系统大、中型同步发电机励磁系统技术要求

GB/T7894-2009水轮发电机基本技术条件

GB/T8349金属封闭母线

GB/T8564水轮发电机组安装技术规范

GB11120涡轮机油

GB/T11805水轮发电机组自动化元件(装置)及其系统基本技术条件

GB/T14285继电保护和安全自动装置技术规程

GB/T50062电力装置的继电保护和自动装置设计规范

GB50150电气装置安装工程电气设备交接试验标准

DL/T294.1发电机灭磁及转子过电压保护装置技术条件第1部分磁场断路器

DL/T294.2发电机灭磁及转子过电压保护装置技术条件第2部分非线性电阻

DL/T478继电保护和安全自动装置通用技术条件

DL/T491大中型水轮发电机自并励励磁系统及装置运行和检修规程

DL/T507水轮发电机组启动试验规程

DL/T556水轮发电机组振动监测装置设置导则

DL/T578水电厂计算机监控系统基本技术条件

DL/T583大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置技术条件

DL/T596电力设备预防性试验规程

DL/T619水电厂自动化元件(装置)及其系统运行维护与检修试验规程

DL/T622立式水轮发电机弹性金属塑料推力轴瓦技术条件

DL/T684大型发电机变压器继电保护整定计算导则

DL/T723电力系统安全稳定控制技术导则

DL/T801大型发电机内冷却水质及系统技术要求

DL/T827灯泡贯流式水轮发电机组起动试验规程

1

DL/T751—2012

DL/T838发电企业设备检修导则

DL/T995继电保护和电网安全自动装置检验规程

DL/T1009水电厂计算机监控系统运行及维护规程

DL/T1013大中型水轮发电机微机励磁调节器试验与调整导则

DL/T1033.2电力行业词汇第2部分电力系统

DL/T1039发电机内冷水处理导则

DL/T1067蒸发冷却水轮发电机(发电/电动机)基本技术条件

DL/T1107水电厂自动化元件基本技术条件

DL/T5065水力发电厂计算机监控系统设计规定

DL/T5137电测量及电能计量设计规程

DL/T5177水力发电厂继电保护设计导则

DL/T5345梯级水电厂集中监控工程设计规范

DL/T5412水力发电厂火灾自动报警系统设计规范

DL/T5413水力发电厂测量装置配置设计规范

DL/T5396水力发电厂高压电气设备选择及布置设计规范

3术语和定义

下列术语和定义适用于本标准。

3.1

备用reserve

泛指设备处于完好状态,所有安全措施全部拆除,接地刀闸在断开位置,随时可以投入运行。

[DL/T961-2005，3.8.2.1]

3.2

冷备用coldreserve

线路、母线等电气设备的开关断开，其两侧刀闸和相关接地刀闸处于断开位置。

[DL/T961-2005，3.8.2.3]

3.3

空载（运行）no-load(operation)

发电机出口断路器分闸，发电机转速在额定转速，机端电压在额定电压而没有输出时的状态。

[GB/T2900.25—2008，3.20411-51-02]

3.4

空转no-excitingrotation

发电机未建立励磁情况下的旋转状态。

3.5

定额rating

一组额定值和工作条件。

制造厂按指定的要求对电机所规定的，并于铭牌上标明的全部电量和机械量的数值及其他有关数

值。

[GB/T2900.25—2008，3.20411-51-24]

3.6

额定运行ratedopertation

旋转电机按照制造厂规定定额运行的方式。

2

DL/T751—2012

3.7

进相运行leadingpowerfactoroperation

发电机或调相机在其定子电流相位超前其电压相位状态运行，发电机吸收系统无功的运行方式。

[DL/T961-2005，3.11.7]

3.8

调相运行condenseroperationofagenerator

按照电网对无功功率的需求，发电机随时调整功率因数，作为调相机运行的方式。发电机不发出有

功，而是发出感性或者容性的无功。

3.9

黑启动Black—start

发电机组在无厂用交流电源的情况下，利用电厂储存的两种能量——直流系统蓄电池储存的电能量

和液压系统储存的液压能量，完成机组自启动，对内恢复厂用电，对外配合电网调度恢复电网运行。

3.10

惰性停机Inertshutdown

发电机组停机过程中，解列、撤除原动力后，机组不加制动，长时间低速运转自然停机的过程。

4基本技术要求

4.1一般要求

4.1.1每台发电机和励磁装置及其主要部件均应有制造厂的定额铭牌。制造厂提供的产品证书、技术

规范说明等相关数据应和铭牌定额保持一致。

4.1.2每台发电机应按照本单位规定的顺序编号，并将序号明显地标明在发电机外壳上。发电机的附

属设备也应有相应编号。如同一台发电机有几套同样附属设备时，在每套附属设备上除标明发电机序号

外，应附加“-1”、“-2”或其它字样，以资区别。附属设备的阀门上，也应有编号和名称，并应用箭

头标出开、闭的方向。

4.1.3发电机在安装和检修后，应按GB/T7894、GB/T8564、GB50150、DL/T596、DL/T507等标准

的有关规定进行发电机性能和参数试验，试验合格后方可投入运行。灯泡贯流式水轮发电机组在安装和

检修后，应按DL/T827规定，完成相关试验后方可投入运行。

4.1.4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、自动装置、监视、测量仪表和信号装置等应可靠、准确。整个机组应能在铭牌规定的参数下带

额定负荷，在允许运行方式下长期运行。发电机额定运行环境条件应满足GB/T7894的规定。

发电机及其附属设备铭牌规定的参数，以及发电机运行中涉及的其他相关运行技术参数，应在现场

运行规程中明确，格式参见附录A。

4.1.5水轮发电机组运行所带负荷应避开机组振动区域运行，应设法使机组在最优工况下运行，并做

到经济合理地分配负荷。

4.1.6发电机主要部件结构的改变，应做技术经济论证，征求原制造厂家的意见，并履行有关审批手

续。

4.1.7新安装的发电机，应按制造厂规定的期限进行检修，如无制造厂规定，宜在运行一年后进行一

次B修。发电机的A修间隔应按制造厂、DL/T838的规定和机组实际运行情况确定。

4.1.8发电机应按DL/T596规定的项目、标准和期限进行预防性试验。

4.1.9各类电工测量变送器和仪表、交流采样测控装置、电能计量装置应按DL/T410和DL/T630的

检验规定进行检定。

3

DL/T751—2012

4.1.10每台发电机都应有下列备品和技术资料：

a)运行维护所必须的备品；

b)安装维护使用的技术说明书和随机供应的产品图纸；

c)安装、检查和交接试验的各种记录；

d)运行、检修、试验和开停机的记录；

e)安装竣工后移交的主要技术文件和图纸，包括：

1)发电机及其附属设备布置图；

2)发电机总装图，各发电机部件的组装图和各易损部件的加工图，发电机及其辅助设备的管

路布置图和基础图、埋设部件图、操作原理图和电气接线图等；

3)发电机的相关电气试验特性曲线及发电机的其他重要计算资料等；

4)有关发电机及其附属设备需在工地组装或加工的图纸和资料，特殊工具图；

5)各种盘柜和自动化设备的安装布置图，发电机自动化操作和油、水、气系统图，机组消

防配置系统图，发电机量测仪表配置等；

6)产品技术条件、产品说明书、安装使用说明书，自动控制设备调试记录，厂内各产品检查

及试验记录，主要部件的材料合格证明书和焊接部件的焊接质量检验报告等。

f)检修竣工后移交的主要技术文件，包括：

1)发电机及其附属设备的检修全过程记录；

2)发电机及其附属设备的试验记录；

3)发电机及其附属设备改进部分的图纸和技术资料记录。

g)缺陷和事故、轴承摆度、轴瓦温度记录；

h)发电机及其附属设备的定期预防性试验及绝缘分析记录；

i)现场运行规程、检修规程等。

4.1.11发电机所有的水、气、油管路应按表1规定着色,并标出介质流向。

表1发电机附属管路着色规定

管道类别底色管道类别底色

供油管红色气管道白色

排油管黄色消防水管桔黄色

供水管蓝色排污管黑色

排水管绿色

4.1.12水轮发电机出线端相序排列应为：面对发电机出线端，从左至右水平方向的顺序为U、V、W。

如果采用其它相序排列，应在专用技术协议中规定。发电机母线相序应按表2规定进行相色着色。

表2母线相序着色规定

相序相色

U黄色

V绿色

W红色

4.1.13控制室应有发电机的油、水、气系统图、电气主接线图等系统图。

4

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4.1.14大、中容量水轮发电机的中性点一般采用高电阻、消弧线圈或单相干式变压器方式接地。发电

机中性点接地的现场运行方式，应按制造厂及设计的规定在现场运行规程中明确。

4.1.15机组各部振动值应不超过表3规定的数值。

表3水轮发电机组各部位振动允许值（单位：mm）

额定转速（r/min）

序号项目≤100＞100～250＞250～375＞375～750

振动允许值(双振辐)

1水顶盖水平振动0.090.070.050.03

2轮顶盖垂直振动0.110.090.060.03

3机带推力轴承支架的垂直振动0.080.070.050.04

4立带导轴承支架的水平振动0.110.090.070.05

5式定子铁芯部分机座水平振动0.040.030.020.02

机发电机定子铁芯振动

60.030.030.030.03

组（100Hz双振幅值）

7卧各部轴承垂直振动0.110.090.070.05

8式推力支架轴向振动0.100.080.080.08

9机各导轴承的径向振动0.120.100.100.10

10组灯泡头径向振动0.120.100.100.10

注：振动值系指机组在各种正常运行工况下的测量值。

4.2监控及自动化装置

4.2.1发电机应按照GB/T11805、DL/T5413、DL/T5137、DL/T578、DL/T5345、DL/T556、DLT1107、

DL/T5065、DL/T5412的规定装设必要的自动化装置（含监控装置）、自动化测量元件和其它在线监

测控制装置、仪器、仪表等。

4.2.2发电机的有功、无功负荷及电气参数、开关信息、振动、摆度、各测温点温度、冷却、密封及

润滑介质参数等测量信号应接入监控装置，并应有发电机参数越限报警、状态报警的显示与声响，监控

装置上可进行相应信息的查询。

4.2.3监控装置应能对发电机组的启动、并网、有功和无功负荷的调整、停机、调相运行等进行自动

控制，并自动监视控制流程的完成情况，在自动控制故障时应能切换至手动运行。有特殊要求时，监控

装置应能对机组自动发电控制（AGC）、自动电压控制（AVC）等进行自动控制，对具备电力系统稳定器

（PSS）和一次调频功能的发电机，应能监视、记录PSS和一次调频的运行状况。

4.2.4具有自动发电控制（AGC）功能的计算机监控系统，发电机组在规定的出力调整范围内，应能跟

踪电网调度下达的控制指令，按照一定调节速率实时调整发电出力。

4.2.5具有自动电压控制（AGC）功能的计算机监控系统，应能接受电网调度下达的控制指令，并实时

监测电厂母线电压水平和各台机组的无功出力情况，自动调整各机组的无功分配。

4.2.6担任调频、调峰、调压的水电站，水轮发电机组调速系统、励磁系统，应能接收计算机监控系

统下达的自动发电控制（AGC）、自动电压控制(AVC)、一次调频指令进行有功功率和无功功率调整。

4.2.7计算机监控系统应设置可靠的备用电源。上位机监控系统应设置不间断交流电源（UPS），现地

机组监控单元应设置两套电源，交、直流互为备用，监控系统技术性能应符合DL/T578规定的要求。

5

DL/T751—2012

4.2.8发电机应按DL/T5345、DL/T5412规定设置火灾监测报警及灭火系统。该系统应设有自动控制、

手动控制和应急操作三种控制功能。设有自动灭火装置的发电机，现场运行规程应明确规定模拟试验的

项目和周期。

4.2.9计算机监控系统应达到DL/T578、DL/T5345的规定。

4.2.10发电机监控自动化系统的配置及功能要求，应符合GB/T11805的规定。

4.2.11发电机的重要开关信息、测量数据应按要求通过调度自动化系统传送至上级调度值班室，通

信设备、数据传输通道、电力二次安全防护设备的配置及运行维护管理，应符合上级调度机构的规定。

4.2.12发电机自动化系统的运行维护管理，应符合DL/T619和DL/T1009的规定。现场运行规程应

明确发电机、监控和自动化装置的检查维护项目、周期以及事故处理规定。

4.3继电保护及安全自动装置

4.3.1发电机应按GB/T14285、GB/T50062、DL/T478、DL/T671、DL/T5177、DL775、DL/T723

的规定装设必要的继电保护和安全自动装置。

4.3.2对于100MW以下的发电机变压器组，当发电机与变压器之间有断路器时，发电机与变压器宜分

别装设单独的纵联差动保护功能。

4.3.3对于100MW及以上容量的发电机变压器组，除非电量保护外，应双重化配置。两套主保护的电

流回路应分别取自电流互感器互相独立的二次绕组，当断路器具有两组跳闸线圈时，两套保护宜分别动

作于断路器的一组跳闸线圈。

4.3.4对于600MW级及以上发电机组应装设双重化的电气量保护，对非电气量保护应根据主设备配套

情况，有条件的也可进行双重化配置。

4.3.5发电厂的安全稳定控制装置一般应根据电网结构、运行特点及实际条件，满足电网安全稳定运

行的要求，按照上级调度机构的规定装设，通过装置检测系统频率和电压，高周时切机、过压时解列、

事故减出力等，低频时发电机自起动和调相改发电等方式，保证电网安全与稳定运行。

4.3.6电压等级在6kV及以上，容量在700MW级及以下的发电机针对下列故障及异常运行状态应装设

相应保护：

a)定子绕组相间短路；

b)定子绕组接地；

c)定子绕组匝间短路；

d)发电机外部相间短路；

e)定子绕组过电压；

f)定子绕组过负荷；

g)转子表层(负序)过负荷；

h)励磁绕组过负荷；

i)励磁回路接地；

j)励磁电流异常下降或消失；

k)定子铁芯过励磁；

l)失步；

m)轴电流过大；

n)发电机突然加电压；

o)发电机起停；

p)其他故障和异常运行。

4.3.7担任调峰、调频任务的大中型水电站，应装设机组安全稳定控制装置，并具备以下功能：

6

DL/T751—2012

a)安全稳定预测、控制功能，保证水电厂直接出线或下级出线故障时能对系统的暂态稳定控制，

对于暂态不稳定按照实时计算的切机量自动完成选择切机任务；

b)事件、故障数据记录功能：

1)记录故障及处理时序；

2)记录故障前三周期的母线电压、等值系统电流、等值发电机有功功率；

3)记录故障期间每周期的电压、电流、不平衡功率、等值发电机与等值无穷大系统之间的功

角；

4)记录对应于本故障处理所用的临界能量和故障期间等值发电机的暂态能量，为故障和装置

动作情况分析以及暂态稳定计算程序的校核，提供有价值的实录数据。

4.3.8发电机应设有防飞逸保护装置，装置动作后，应使机组解列停机。

4.3.9发电机继电保护如采用微机继电保护装置的运行管理，应符合DL/T587的要求。

4.3.10继电保护和安全自动装置应按DL/T995的规定进行定期检验。

4.3.11静态型、微机型继电保护装置，设备的机箱应构成良好电磁屏蔽体并有可靠的接地措施，接地

电阻应不大于0.5Ω。

4.3.12继电保护和安全自动装置定值应按GB/T14285、DL/T684、DL/T516、DL/T995要求进行整

定、计算和校验。安全控制装置定值应根据电网调度机构下达定值设定。

4.3.13发电机继电保护运行方式的改变、设计定值的变更应报单位总工程师或分管生产领导审批。

4.3.14未经电网调度机构的批准，不得擅自修改安控装置定值或改变装置的运行方式。

4.3.15安控装置动作以后，应及时向电网调度机构汇报，并根据值班调度员的命令处理，不得自行恢

复已跳闸的开关和已启动的保护装置。

4.4励磁系统

4.4.1发电机励磁系统应满足GB/T7409.3、DL/T583、DL/T491的技术要求。

4.4.2励磁装置的额定容量应有一定的裕度，应能满足发电机在允许的各种工况(过载或低力率运行)

下获得足够的励磁电流。

4.4.3励磁系统应满足下列要求：

a)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；

b)电压下降到整定值时，应能强行励磁；

c)甩负荷时，应限制发电机电压上升，能自动返回至空载额定电压设定值；

d)发电机内部短路时迅速灭磁并限制转子过电压；

e)提高系统静态、动态稳定；

f)并列机组无功功率的合理分配；

g)励磁系统过励限制动作区域应小于发电机转子过负荷保护动作区域，同时也应小于发电机允许

过励能力，并且留有适当的裕度；

h)励磁系统定子过负荷限制动作区域应该小于发电机定子过负荷保护动作区域，同时也应该小于

发电机允许过负荷能力，并且留有适当的裕度；

i)励磁系统的功率整流器应具有切除脉冲控制功能及风机停风、快速熔断器熔断、脉冲故障检测

等报警功能。

4.4.4静止整流励磁系统及装置应满足下列要求：

a)励磁系统应设置三套独立的调节通道，即两套独立的自动通道和一套手动通道；

b)励磁系统采用的三套调节通道应互为备用、相互自动跟踪，应能手动切换，运行通道故障时两

套自动通道能自动切换，自动通道故障时能自动切换至手动通道和电压互感器二次回路断线时

自动切换至手动通道，切换时发电机机端电压或无功功率应无明显波动；

7

DL/T751—2012

c)励磁调节器应有开关量的直接输出/输入，同时还应具有通信接口，能输出励磁系统有关数据

到上级计算机或监控装置，并能接收其增、减磁等命令；

d)功率整流器并联运行的支路数冗余度一般应按照不小于N+1的模式配置，在N模式下要求保证

发电机所有工况的运行（包括强行励磁在内）；

e)励磁系统应采用三相全控桥式整流器，以提高动态响应性能和实现逆变灭磁功能；

f)励磁系统功率整流器不应采用串联元件，在发电机额定励磁电流情况下，均流系数不应低于

0.85；

g)励磁调节器除了具有自动电压调节、励磁电流调节、调差功能等基本调节功能外，大中型发电

机励磁调节器还应具有过励保护、电压互感器断线保护、过励限制、欠励限制、电力系统稳定

器（PSS）等辅助功能；

h)励磁系统应能可靠起励，允许残压起励（在满足功率元件自励的条件下），并配有软起励功能，

起励装置应具有自动和手动投切功能，起励延时报警功能；

i)励磁系统的技术指标，应满足GB/T7409.3和DL/T583的要求。

4.4.5发电机不允许失磁运行。

4.4.6发电机自动灭磁装置及开关应满足DL/T294.1、DL/T294.2、DL/T583的规定。在任何需要灭

磁的工况下，能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，应具有转子过电压动作记录

功能及磁场开关动作记录功能。

4.4.7整流励磁装置几个功率柜共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，工作风扇因故停止运行时应自动切换至备用风扇，两台风扇应定期轮换使用。

4.4.8新投运的励磁系统应按照电网调度机构要求进行励磁系统模型和参数测试及PSS参数整定试

验，发电机空载特性、阶跃响应、励磁系统放大倍数、励磁系统临界增益、发电机灭磁性能、调差系数、

频率特性、PSS超前滞后参数测量整定、PSS补偿特性、PSS增益测量整定、PSS反调、强励、限制等试

验均应正常后才能投入运行，确保励磁系统具有较好的PID调节、限制等功能，并具有较好的阻尼特性，

抑制低频振荡，满足电网安全稳定运行的要求。

4.4.9新投运的发电机应按照电网调度机构要求进行进相试验，确定发电机进相允许值，在励磁系统

低励限制动作区域内，应避免发电机失磁保护动作，同时也应避免发电机超出进相允许值，并且留有适

当的裕度。

4.4.10励磁系统的运行管理，应符合DL/T491要求，并按照现场运行规程执行，正常运行时，应投

入励磁系统自动电压调节功能，监控系统进行无功功率调节后应及时退出无功闭环模式，避免电网解列

时，监控系统继续保持无功功率给定，励磁系统不能自动调整电压，导致系统电压过高。各限制功能、

调差功能、PSS功能应正常投入。发电机微机励磁调节器试验与调整应按DL/T1013规定进行。

4.4.11励磁系统及PSS装置的相关涉网定值、传递函数，应满足电网安全稳定运行的的要求，涉网定

值一般由电网调度机构下达，除非电网调度机构要求，不得变更定值和运行方式。

4.5发电机母线

4.5.1发电机连接母线的设计、制造、选型和安装，均应符合DL/T5396规定的技术要求，按照GB50150

进行试验合格后方可投入运行，并按DL/T596规定进行定期预防性试验。

4.5.2发电机引出母线、中性点母线、发电机至主变低压侧连接母线，应固定在支柱瓷瓶上，同时需

加装防止小动物进入的网门。

4.5.3如果发电机出口断路器至主变低压侧采用封闭母线，封闭母线应保持通风良好，导体及外壳的

运行温度不应超过制造厂的规定。制造厂无特别规定时，封闭母线的使用条件、技术性能等应满足GB/T

8349的要求。

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DL/T751—2012

4.5.4采用封闭母线的发电机母线应焊接良好、严密、不漏水，应能监测接头及其它易发热部位的温

度，运行中应定期检测和复核。采用微正压装置的离相封闭母线，其漏气量应满足GB/T8349标准的

要求。

4.5.5发电机封闭母线的外壳及支撑结构的金属部位应通过接地板或接地导线可靠接地，不连式离相

封闭母线的每一段外壳上必须也只允许有一点接地，其截面应具备承受短路电流的能力。当母线通过短

路电流时，外壳的感应电压应不超过24V。

4.5.6发电机封闭母线应有防止结露、积水的措施,主要包括:

a)如采用微正压装置，应投入自动运行，在运行中加强巡视检查，保证空压机和干燥器工作正常；

b)如果微正压装置长时间连续运行而不停顿，应查明原因；

c)如果安装了封闭母线泄水设备，应定期排水；

d)如采用热风保养装置，应按照厂家技术文件要求启用和停运热风保养装置，运行中检查气路应

通畅，各部件应完好，调压过滤器应清洁、无堵塞；

e)如采用强迫空气冷却装置，应与离相封闭母线连接处设置绝缘、隔震及监测进出口空气温度和

流量装置，按照厂家技术文件要求投运，并加强巡视检查。

4.5.7发电机封闭母线在穿越防火隔墙或楼板处，其外壳应设防火隔板或防火材料封堵，运行中应检

查其完好。

4.5.8与封闭母线配套的设备，如电压互感器、高压熔断器、避雷器等应装设在柜内，并通过绝缘套

管或隔板同封闭母线连接，防止柜内故障波及母线。

4.5.9对新投产机组，运行中应注意基础沉降或其它原因引起的封闭母线位移或变形，是否导致封闭

母线外壳焊缝及伸缩节开裂，绝缘子密封材料变形。

4.5.10水电站应根据发电机断路器、连接母线的选型、结构、性能、运行参数，以及厂家提供的运行

技术条件要求编制现场运行规程。

4.6冷却系统

4.6.1通用要求

4.6.1.1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，其冷却水压控

制范围和冷风、冷却水温度的控制调整原则应在现场运行规程中明确。

4.6.1.2密闭式通风冷却的发电机，应保持通风系统的严密性。在空气室各空气通道内应清洁无杂物，

其墙壁应涂刷浅色的油漆。

4.6.1.3发电机通风系统不应有短路，发电机的轴封应保持严密或符合制造厂的规定。发电机引出线

两侧装设防护网门并加锁，风扇的方向和风挡板的位置应该正确。

4.6.1.4冷却器空气出口温度与冷却水进口温度最小差值不应小于40℃～50℃，冷却水系统水温较低

时，其空气冷却器的冷风温度应调整至设备不结露。供水系统必要时应装有防冻排水阀。

发电机冷却器最高进水温度不应超过25℃，不低于5℃。空气冷却器冷风温度不应超过30℃，最低

以冷却器不结露为宜，一般运行在15℃～25℃之间；空气冷却器热风温度不应超过45℃，在运行中应密

切监视进、出口风温差，若温差显著增大，应分析原因，采取措施予以解决。

4.6.1.5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。

4.6.1.6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，应能采用手动调节。手动调节

原则应规定冷风温度、瓦温控制范围。

4.6.2空冷

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4.6.2.1空气冷却发电机的空气冷却器、油水冷却器的冷却水压力一般为0.2MPa～0.5MPa，如有要求

可根据实际情况确定工作压力。冷却器的试验水压力应为工作压力的1.5倍（最低不小于0.4MPa），

历时60min而无泄漏。

4.6.2.2空气冷却器应有不小于10%～15%的热交换裕量。

4.6.3水内冷

4.6.3.1采用内冷水冷却的发电机，其定子、转子冷却水管路系统应设有检漏装置，应有冷却水水质

监测和报警装置。冷却水应按DL/T1039、DL/T801的相关规定处理，冷却水水质应满足：导电率≤2

μS/cm，硬度＜2μmol/L，pH值=6.5～8.0。

4.6.3.2发电机内冷水系统投运前，机组空心铜导线及循环冷却系统应彻底冲洗，不应留有颗粒物、

铜铁腐蚀产物、油污等杂质。对于新投运的机组或大修机组，应对其内部进行检查和清扫，去除内部铁

锈、泥沙、尘土、焊杂、保温材料等污物，采用无油压缩空气吹扫，大口径管道必要时可人工除锈处理。

为了提高清扫效果，小口径管道也可用无油压缩空气，将相当于管径2.5倍的海绵球通过管内。

4.6.3.3内冷水系统补水管应设置冲洗排污出水管。

4.6.3.4水直接冷却的发电机直接冷却部分的进水温度应不超过40℃，进水温度下限应在现场运行规

程中明确。

4.6.4蒸发冷却

4.6.4.1采用蒸发冷却的发电机冷却系统、冷却介质、冷却系统检测装置及元器件，应满足DL/T1067

规定的相关技术要求。

4.6.4.2蒸发冷却发电机转子绕组和定子铁芯，应优先采用密闭循环的通风冷却系统。

4.6.4.3蒸发冷却发电机空气冷却器和油冷却器的冷却水压力，一般按0.2MPa～0.3MPa设计，试验压

力应为工作压力的1.5倍，且历时60min无泄漏。

4.6.4.4空气冷却器和油冷却器应采用紫铜、铜镍合金的无缝管或其他防锈蚀的管材。

4.6.4.5蒸发冷却系统检测装置及元件，应满足DL/T1067规定的相关技术要求。

4.6.4.6蒸发冷却发电机在额定容量运行时，定子槽内绕组沿轴向温差不大于12K，同高度周向温差

不大于4K。

4.6.4.7蒸发冷却发电机在额定容量运行时，蒸发冷却系统表压力不超过0.08MPa。

4.6.4.8蒸发冷却发电机在正常运行工况下，允许的冷却介质年耗液量不大于5％。

4.6.4.9发电机定子绕组采用蒸发冷却技术时，蒸发冷却系统静态液位不高于定子线棒，也不低于线

棒直线段（由下端计）的2/3；当铜环引线和主引出线也为蒸发冷却方式时，系统静态液位要求由制造

厂家在技术文件中规定。

4.6.4.10全部冷凝器均应满足水压和气密要求，冷凝器冷却水側试验压力为1.0MPa，历时60min无

泄漏；冷凝器腔体气密性试验压力为0.5MPa，历时4h无泄漏。

4.6.4.11蒸发冷却系统组装完成后应进行0.25MPa干燥氮气气密性试验，保压48h且压力下降不大

于0.005MPa。

4.6.4.12对具有10个以上冷凝器的蒸发冷却发电机，允许在正常进水条件下停用1个冷凝器，电机

仍能以额定容量连续运行，各部件的温升不超过规定值。

4.6.4.13对具有8个及以上空气冷却器的蒸发冷却发电机，允许在正常进水条件下停用空气冷却器总

数至少1/8时，电机仍能以额定容量连续运行，各部件的温升不超过规定值。

4.7机组轴承

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4.7.1推力轴承可采用轴承合金（巴氏合金）瓦或弹性金属塑料瓦。当采用轴承合金瓦时，根据需要

设置高压油顶起装置并应允许在事故情况下，不投入高压油顶起装置也能安全停机。当采用弹性金属塑

料瓦时，不应再设置高压油顶起装置。

4.7.2发电机在正常运行工况下，其轴承的最高温度应采用埋植检温计法测量，且不应超过下列数值：

a)推力轴承巴氏合金瓦：80℃；

b)导轴承巴氏合金瓦：75℃；

c)推力轴承塑料瓦体：55℃；

d)导轴承塑料瓦体：55℃；

e)座式滑动轴承巴氏合金瓦：80℃。

发电机应根据制造厂的规定与实际运行经验，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。

4.7.3用于轴承的透平油，其物理和化学特性应符合GB11120的规定，并满足设备技术条件的要求。

发电机各轴承油槽运行油面和静止油面位置，应按制造厂要求分别标出。

4.7.4水润滑导轴承，其润滑水的供水要求应可靠，应设置两路独立的水源作润滑水水源，其水质、

水量应满足设计规定值。

4.7.5有对地绝缘要求的发电机的推力轴承、导轴承、座式滑动轴承及埋置检温计的绝缘电阻值应满

足GB7894-2009第8.1.6条的规定。

4.7.6外循环润滑冷却(强油循环)的发电机轴承，油压应按制造厂规定执行。循环油泵应有备用的交

流电源，油泵应能长期连续运行，以提高轴承运行的可靠性。

4.7.7推力轴承为合金瓦的立式机组在停机期间，可隔一定时间(新机不超过24h，运转90d以后性能

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。

4.7.7.1当停机超过上述规定时间或油槽排油检修，在机组启动前，应用油泵将转子顶起，使推力轴

瓦与镜板间形成油膜。。

4.7.7.2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。

4.7.7.3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。

4.7.8发电机的推力轴承和导轴承应设置防止油雾溢出和甩油的可靠密封装置。位于非驱动端的推力

轴承和导轴承应设置防止轴电流的可靠绝缘。发电机应设置防止轴承绝缘损坏造成轴电流损伤镜板的轴

电流保护。

4.7.9采用轴承合金瓦的推力轴承和导轴承，当其油冷却系统冷却水中断后，一般允许机组无损害继

续运行的时间不少于10min。

4.7.10推力轴承和导轴承为浸油式的油槽油温允许最低值，应按制造厂规定执行。制造厂无规定的，

采用轴承合金瓦的推力轴承和导轴承油槽油温不应低于10℃，采用弹性金属塑料瓦的推力轴承和导轴

承油槽油温不应低于5℃，运行时热油温度不超过50℃；强迫外循环润滑油油温不应低于15℃，否则

应设法加温。

4.7.11采用轴承合金瓦的推力轴承和导轴承，在油槽油温不低于10℃时，应允许发电机组起动，并

允许发电机在停机后立即起动和在事故情况下不制动停机，但此种停机一年之内不宜超过3次。

4.7.12采用弹性金属塑料推力轴承的机组，推力轴承应符合DL/T622的要求，并遵守以下规定：

a)新设计、制造的弹性金属塑料瓦推力轴承，应能在满足以下工作条件下长期安全运行：

1)许用单位压力不大于7.0MPa；

2)许用平均线速度不大于40m/s；

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3)瓦面柔度应根据不同推力轴承支承结构时金属瓦体、镜板的变形情况选取合理的数值，在

试验单位压力为最大油膜压力，温度为20±2℃时，λ值的范围一般在3～12µm/MPa；

4)弹性模量800～3500MPa（温度20±2℃，压力为最高油膜压力）；

5)轴承采用润滑油润滑，轴承油槽油温度允许在5℃以上机组起动，运行时热油温度不超过

50℃；

6)在年起停机不超过1200次，年运行5000h以上的情况下，工作年限不少于25年；

7)弹性金属塑料瓦应完全由制造商（供货方）加工完，安装及检修过程中一般不需要刮、研

瓦面，瓦背面也不需要补充加工，如瓦面及瓦背需要刮、研或加工则应与制造商协商后进

行。

b)瓦体最高允许运行温度一般控制在55℃；轴瓦报警和停机温度按发电机额定运行工况时瓦体

温度增加10℃～15℃；

c)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℃；

d)在油槽油温不低于5℃时，应允许发电机组起动，并允许在停机后立即起动和在事故情况下不

制动停机；

e)正常停机后，可以连续启动，其间隔时间和启动次数不作限制；

f)当其油冷却系统冷却水中断后，推力轴承允许在油冷却器短时断水情况下运行，但运行时间不

超过20min；若其塑料瓦体的温度不超过55℃、油槽的热油温度不超过50℃，推力轴承应能

继续长期运行，其允许运行时间由制造厂确定；

g)停机时间在30d以内时，可以不顶起转子开机；停机时，允许转速降低至10%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；

h)运行中如出现冷却水中断，应立即排除；当瓦体温度不超过55℃，油槽内热油温度不超过50℃

时，可以暂时运行，继续运行时间根据断水试验结果确定并满足制造厂要求；在此期间应时刻

监视油温、瓦温上升情况，恢复冷却水时，要缓慢调整至正常压力。

5发电机的运行方式

5.1额定情况下的运行方式

5.1.1发电机可在额定运行方式下长期连续运行。

5.1.2转子电流的额定值，应采用在额定功率因数和电压波动在额定值的±5%、频率变化在±1%范围，

能保证发电机额定出力时的电流值。

5.1.3发电机额定频率为50Hz，正常运行频率偏差不应超过±0.2Hz，最大频率偏差不应超过±0.5Hz。

5.1.4发电机投入运行后，未做温升试验前，不允许超过铭牌的额定数值运行，同时也不宜无根据地

限制容量。

5.1.5经过改进后提高出力的发电机需通过温升试验和其他必要的试验，以及进行技术分析鉴定，来

确定提高出力后的运行数据。发电机超出力运行应考虑水轮机、发电机励磁系统、有关电气设备及机械

附属设备的铭牌容量能否适应。

5.1.6转子绕组、定子绕组及定子铁芯的最大温度，为发电机在额定进风温度及额定功率因数下，带

额定负荷连续运行时所发生的温度，这些温度根据温升试验的结果来确定，其值应在绝缘等级和制造厂

所允许的限度以内。空气冷却及水直接冷却的发电机其定子、转子绕组和定子铁芯等的温升限值应符合

表4的规定。蒸发冷却水轮发电机其定子、转子绕组和定子铁芯等的温升限值应符合表5的规定。

表4定子绕组、转子绕组和定子铁芯等部件允许温升限值（单位：K）

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不同等级绝缘材料的最高允许温升限值

水轮发电机部件130（B）155（F）

温度计法电阻法检温计法温度计法电阻法检温计法

空气冷却的定子绕组—8085—105110

定子铁芯——85——105

水内冷定子、转子绕组和定子铁芯的出水温度25—2525—25

两层及以上的转子绕组—80——100—

表面裸露的单层转子绕组—90——110—

不与绕组接触的其他部件这些部件的温升应不损坏该部件本身或任何与其相邻部件的绝缘。

集电环75——85——

注：定子和转子绝缘应采用耐热等级为130（B）级及以上的绝缘材料。

表5定子、转子绕组和定子铁芯等部件温限值（单位：K）

绝缘耐热等级

水轮发电机部件B级F级

温度计法电阻法体温计法温度计法电阻法体温计法

定子绕组4040

定子铁芯8085100105

表面裸露的单层转子绕组90110

不与绕组接触的其他部件