发 电 机 运 行 规 程
编写：饶春林 初审：
复审： 批准：
谏壁发电有限公司
二００四年
目 录
1 发电机设备规范„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„23 1.1 发电机铭牌技术数据 „„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„23 1.2 水冷系统技术数据 „„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„23 2 发电机运行方式及有关规定„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„24 2.1 水冷系统的运行规定 „„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„24 2.2 发电机及冷却系统的温度规定 „„„„„„„„„„„„„„„„„„25 2.3 发电机电压、电流、周率、功率及不平衡电流的规定„„„„„„„„„25 2.4 发电机绝缘电阻的规定 „„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„26 2.5 关于300MW 机变组220kV 接地闸刀的运行规定„„„„„„„„„„„26 3 发电机的运行操作监视和维护„„„„„„„„„„„„„„„„„„„27 3.1 发电机的启动 „„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„27 3.2 发电机的并列带负荷 „„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„29 3.3 发电机运行监视与维护 „„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„31 3.4 发电机减负荷解列停机 „„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„33 4 发电机的不正常运行和事故处理„„„„„„„„„„„„„„„„„„34 4.1-5 发电机的不正常运行 „„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„34 4.6 发电机三相静子电流不平衡超过规定值 „„„„„„„„„„„„„„36 4.7 发电机的事故处理 „„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„36 4.8 水冷系统的不正常运行及处理 „„„„„„„„„„„„„„„„„„41
1 发电机设备规范 1.1 发电机铭牌技术数据
1.2 内水冷系统技术数据
发电机的内冷水系统按下列数据运行时可满足铭牌出力
1.3发电机氢冷系统运行参数
1.4 发电机氢冷器参数
1.5 发电机通风参数
1.6 发电机过载能力: 负序承载能力:
暂态: I22t ≤10 稳态： I2≤8%
事故过负荷能力：
1.7 发电机及冷却系统的温度规定
2．发电机运行规定
2.1 发电机按照制造厂的铭牌参数运行的方式为额定运行方式，发电机可在额定运行方式下或出力图的
范围内长期连续运行。
2.2 正常情况下，发电机不允许无励磁运行
2.3 汽轮发电机组逆功率运行时间不得大于2分钟。 2.4 发电机的进机运行必须经试验合格后另行规定。 2.5 发电机不允许在定子不通内冷水的情况下带负荷运行。 2.6 发电机温度变动时的运行方式
2.6.1 发电机冷氢额定温度为46℃，最低温度为40℃。当使用二次循环水或局部氢冷却器停运时，冷氢温度允许最高温度为48℃，冷氢高温报警温度为50℃。运行中各台氢冷却器相互间的出风温度应均衡，任何情况下相互间出风温差不应超过2℃。
2.6.2 运行中发电机冷氢温度低于额定值范围时，不允许提高发电机负荷；冷氢温度高于额定值范围时，如定子线圈及定子铁芯温度未超额定值时，可不降低发电机的负荷，当冷氢温度超过50℃时应降负荷运行并汇报值长，做进一步处理。
2.6.3 定子线圈额定进水温度变化范围为45～50℃，低于42℃或高于53℃时均将报警，定子冷却水允许断水时间为不大于30秒。
2.6.4 定子线圈间电阻测温元件温度在冷却水进水温度不大于50℃时，应不大于90℃。当定子线圈温度达90℃或定子线圈冷却水出水温度达85℃时，温度巡测仪将报警。如定子总进出水管的水温升超过31K ，汽机DEH 中的ATC 将自动监视报警，此时值班人员应采取措施(包括降低负荷，检查冷却水量是否正常并相应调整，降低进风温度等) ，使温度降至报警值以下，并尽快分析和查明报警原因，必要时，安排停机检查处理。
2.6.5 定子铁芯的温升限额为：在冷氢温度46℃时，不大于74K 。即冷氢温度在46℃及以上时，定子
铁芯限额温度为不大于120℃。但冷氢温度小于46℃时，定子铁芯温度限额为T 进＋74℃(T进：当时冷氢温度) 。
2.6.6 氢冷却器进水压力不得超过0.8MPa 。氢冷却器进水温度一般不允许超过35℃。若超过35℃，而发电机冷氢温度、定子铁芯温升不超过规定值时，可不降低负荷运行。此时，应加强对发电机冷氢温度、定子铁芯温度的监视。
2.6.7 励磁机的进风温度应不超过50℃，励磁机空气冷却器的进水温度规定同上条。 2.6.8 总出水管的出水温度正常不大于85℃。
2.6.9 运行中对全部由定子绕组组成的水支路上的各个出水测温元件的温度与其平均温度 的偏差不
得超过±3K ，而其它由定子绕组和部分联接线串联而成的水支路出水测温元件的读数不得偏离本组读数平均值的±3K ，但其温度预计不大于上述水支路温度2～6K 。
2.6.10 在氢压为0.31MPa ，功率因数为0.85，即额定工况下，当1/8氢冷却器退出运行时允许带270MW
负荷；当1/4氢冷却器退出运行时(不在同一角处) ，允许带240MW 负荷；若在同一角退出时，则允许带180MW 负荷。发电机氢冷却器有故障退出时应注意检查发电机的震动，尤其是有单组冷却器退出时。
2.6.11 为防止机内结露, 发电机定子进水温度应高于冷氢温度3℃及以上。
2.6.12 发电机额定氢压为0.31MPa ，最高不超过0.41MPa ，当氢压降低时，必须降低负荷至P-Q 出力曲
线对应氢压所允许的负荷值。
2.6.13 发电机运行的最低氢压为0.035MPa ，发电机在最低氢压下运行负荷不得超过100MVA 。 2.7 发电机电压、频率、功率因数变动时的运行方式
2.7.1 发电机定子电压允许在额定值±5%范围内变动，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，定子电流长期允许的数值不得超过额定值的105%，并且容量应相应降低。
2.7.2 发电机定子电压最高不得大于额定电压的110%，最低电压一般不应低于额定电压的90%，并应满足厂用电压的要求。不但时间不大于3分钟，否则应提高电压运行。
2.7.3 发电机正常运行频率应保持在50Hz ，允许变化范围为±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。
2.7.4 发电机额定功率因数为 0.9，在励磁调节器装置投自动时，功率因数允许在迟相0.95～1范围内长期运行。功率因数变动时，应使该功率因数下的有、无功功率不超过在当时氢压下的P-Q 出力曲线范围。
2.7.5 发电机正常运行时，定子电流三相应相同且不超限运行。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I 2*2×t ≤10。 2.8 发电机励磁方式
发电机励磁由并接于发电机出口的励磁变发出的50Hz 交流电，经整流柜整流后，供给发电机转子磁场线圈。其大小由调节器通过控制整流柜内可控硅的开放角来调节. 2.9 发电机正常运行时的监视和检查 2.9.1 发电机运行中的监视
2.9.1.1 运行人员应严格监视发电机运行情况，及时调整。严格控制发电机电压、电流以及励磁电流不超过允许值，注意定子三相电流平衡，并与CRT 显示值相符。
2.9.1.2发电机有功负荷的增减，一般由机组协调控制(CCS)或由集控值班人员调整，并应及时监视和调整无功负荷。
2.9.1.3 发电机正常运行时，应按准时规定抄录发电机各运行工况参数，并与打印机打印的报表对照，
如有差异，应分析原因，若发现个别测点异常，可根据情况加强对该部位的监视，缩短记录时间，并向领导和有关部门汇报。
2.9.1.4 发电机并列后有功负荷的增加速度决定于汽机，无功负荷增加速度不限，但是应监视定子电压变化。
2.9.1.5 每班应对发电机、励磁变、SAVR 调节器、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。 2.9.1.6
强励动作后应对励磁系统进行详细检查。
2.9.2 发电机系统的主要检查项目
2.9.2.1 发电机、励磁变声音正常，无放电声、金属摩擦或撞击声，无异常振动现象。各部位温度正常，不超过规定值。 2.9.2.2 2.9.2.3 2.9.2.4
发电机氢压正常，氢气干燥器运行正常。
发电机各组TV 、出口避雷器运行正常，中性点变压器无异常声音。
发电机封闭母线及微正压装置运行正常，封闭母线无结露现象，外壳温度正常。
2.9.3 SAVR调节器正常运行中的检查项目 2.9.3.1 柜内各表计指示应正确。 2.9.3.2 2.9.3.3 2.9.3.4
柜内元件无过热及焦臭味。
柜内各指示灯指示与运行方式一致，无异常指示灯亮。 柜内小开关的位置与运行方式相符合。
2.9.4 集控室与继保小室的检查：
2.9.4.1各灯光信号显示正常，各开关位置与实际相符，CRT 画面显示正确。 2.9.4.2 2.9.4.3 2.9.4.4
音响信号与光字牌信号工作正常。
继电保护、自动装置无接点松动、过热、冒烟等现象。 继电保护装置按规定投入，并与实际运行情况相符。
2.9.5 发电机绝缘电阻的测定
2.9.5.1 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，可不测量。每次测量值与上一次阻值相比较，若有显著下降，应查明原因并向上级汇报。
2.9.5.2 在定子不通水的情况下，定子绕组绝缘应用2500V 摇表进行测量。在25℃时1分钟后应不小于1000M Ω。设备温度每升高5～15℃，绝缘电阻大约下降一半。
2.9.5.3 在定子通水状态下，应用水冷电机绝缘电阻测定仪测量，换算到75℃时绝缘电阻R (75℃) ≥4.4M Ω，在不同温度下其绝缘电阻可使用下面公式换算
R (t)=R(75℃) ×2
(75-t)/10
式中：R(t)：ｔ℃时绝缘电阻值 t ：测量时的温度
2.9.5.4
发电机转子绕组绝缘电阻用500V 摇表由检修测量，在25℃时1分钟后不应小于10M Ω。励磁回路设备用500伏摇表测量, 绝缘电阻不低于0.5 MΩ。
2.9.5.5
发电机内所有测量元件的对地绝缘电阻冷态下用250V 摇表由检修人员进行测量，应不小于1M Ω。
2.9.5.6 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(于BGE1到BGE6) ，直接测量绝缘电阻，理想阻值为100M Ω，不应低于1M Ω，小于0.5M Ω时必须汇报，要求停机检修。 2.9.5.7
定子绕组绝缘吸收比R 60／R 15≥1.3 ，阻值与上次比较不应低于上次的1/3～1/5。
2.9.5.8 测量发电机定子绝缘必须将各来电部分可靠隔绝，并应合上主变220kV 侧接地闸刀，以确保人身安全。
2.9.5.9 发电机绝缘应在通水时测量, 并使用专用摇表, 摇测时应将汇水管退出接地。当使用专用摇表测不出时，方可采用2500V 摇表，数值不低于0.3M Ω；若低于0.3M Ω，则改用1000V 摇表测量，数值不低于0.3M Ω, 测量数值应记录, 并汇报值长。
2.9.5.10 以上绝缘电阻低于规定值时，应查明原因，采取措施使其恢复，如一时不能恢复，是否允许启动由总工程师决定。 2.9.6 水冷系统的运行规定
2.9.6.1 通入发电机的冷却水应符合下列标准
1 水质:纯净、透明、无机械混合物。
2 导电率:不大于5微姆/厘米(启动时不大于10微姆/厘米) 。 3 硬度:小于10微克当量/升。 4 pH值:6-8 5 NH3值:微量
2.9.6.2 发电机组通水和停止通水的规定
1 发电机静子及端部出线盒未通水冷却, 任何情况下都不允许冲转加励磁和带负荷。 2 发电机与系统解列并切除励磁后方可中断静子冷却水。
2.9.6.3 机组长时间停用时, 为防止绝缘受潮和水冷管冻结, 一般可用下列方式处理。
1 将水冷却系统水冷管内剩水放净吹干。
2 用一定温度的合格冷却水打循环, 保持水系统正常运行。
2.9.7 发电机射频监测仪运行规定
2.9.7.1 射频监测仪作为预示事故的仪器，它可以较早地预报发电机的隐患。发电机绝缘从最初的缺陷发展成为故障所需的时间与故障类型各不相同，而射频监测仪的任务就是要及早发现这些早期征兆。电弧放电故障的发展可以历时几个星期，综合其他装置的异常报警信息，可对早期故障给予准确的判断，以便适时采取措施。
2.9.7.2 发电机射频监测仪运行规定
1 射频监测仪内各预报警设定值已设置好，正常运行时，面板上的设定电位器不得旋动。
2 发电机绝缘正常时，射频监测仪各报警指示灯均熄灭。当监测指示超过正常范围时，报警指示灯将闪烁，此时，运行人员应读取射频监测仪的监测指示值，并按验证按键，若报警指示灯熄灭，说明监测指示值又回到正常范围内；若按验证按键后报警指标灯转为平光，说明监测指标值仍超过正常范围。 3 运行人员发现射频监测仪报警指标灯报警时（闪烁），应及时记录监测指标并按验证按键，同时根据监测指示值的范围，作相应处理并及时通知有关部门：
1) 按自校键进行仪器自校，以判断报警的准确性：按下自校键，仪器进行一分钟自校，前半分钟指标值应在0-30%之间，后半分钟指标在95%以上，第40秒应开始声光报警，按下报警验证键消声并停止闪光，一分钟自校结束后报警灯熄灭，重新进入正常监测状态。
2) 射频监测仪监测的正常值为10µV 至300µV 即0-50%），一般低于100µV （33%），表明发电机绝缘状态良好。
3) 发电机满负荷时的射频电平在1000µV 至2000µV （65%-75%）之间，通常提示发电机系统内有放电或发电机内正在发生低值起弧，需要注意和观察其发展过程。
4) 发电机满负荷时的射频电平在3000µV 至5000µV （80%-90%）之间，说明发电机内有不同程度的起弧，此时应及时汇报有关部门并结合绝缘过热监测装置的报警情况作综合判断。 2.9.8 发电机绝缘过热监测仪运行规定
2.9.8.1 发电机绝缘过热监测装置（FJR-Ⅱ型）能在线监测发电机内部绝缘过热事故隐患，是早期诊断发电机绝缘过热故障的手段之一。通过故障采样，经过质谱分析，能够区分发电机定子线棒、铁芯和转子等不同部位的绝缘过热故障。
2.9.8. ２ 发电机绝缘过热监测装置的投运
1 当发电机准备启动前，关闭高压区进口阀、闭路器进口阀、高压区放液阀、闭路器出口阀、低压区出口阀和低压区放液阀
2 发电机启动完毕，运行正常后，准备投入FJR-Ⅱ装置：
1) 排放油污：交替打开高压区进口阀和高压区放液阀，逐步排放进气管中的油污，直至排尽为止，关闭高压区排液阀；然后交替打开回气管中低压区出口阀和低压区放液阀，排污后，关闭低压区放液阀。
在排放过程中，不得过快，防止氢压降低。
2) 按顺序打开闭路器进口阀和闭路器出口阀。仪器面板上的流量计截门已调整好，切忌乱动。 2.9.8. ３ 发电机绝缘过热监测装置的停用
发电机停机前，运行人员务必先关闭闭路器进口阀和闭路器出口阀；随后关闭高压区进口阀和低压区出口阀。
2.9.8. ４ 故障判断和处理
1 当仪器发生报警时，运行人员应通知有关点检或运行专工，查明原因。报警音响5秒后自动消失。 2 运行人员要观察发电机运行参数变化，特别注意温度检测、定冷水出水温度和热 氢温度的变化及发电机本体有无异常情况。
3 察看FJR-Ⅱ仪器运行情况，仪器电流指标是否下降。若电流降低，应查明仪器管路内是否有油；闭路器进口阀是否关闭；气流量是否减小。
4 若装置气流量正常，同时运行中的数值变化不大，电流确实减小，说明发电机绝缘有过热隐患。此时集控室辅助屏上的发电机绝缘过热监测器会有故障曲线送出，运行人员要加强对发电机运行状态的监视，结合其他仪器（射频监测仪等）和发电机温度检测（线棒、铁芯、热氢、定冷水出水温度）综合判断，同时及时通知点检员到现场取样
３． 发电机的启停操作规定 3.1 发电机启动前的准备和检查 3.1.1 机组启动前的准备
3.1.1.1 收回并终结有关工作票，拆除有关短路线、接地线，拉开有关接地刀闸（发电机做短路试验有特殊要求时，按专门措施执行）。
3.1.1.2 查有关回路的安全措施已全部拆除，常设遮栏、标示牌已恢复，消防设施完善。 3.1.1.3 检查有关一、二次设备及回路应符合启动要求，场地清洁，柜门关闭良好。 3.1.1.4 检查发电机，励磁变无异常，功率柜内清洁、灭磁过压熔丝完好。
3.1.1.5 继电保护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。 3.1.1.6 检查发电机各温度测点指示正常。
3.1.1.7 发电机已置换氢气运行, 检查发电机氢冷系统、水冷系统、密封油系统正常投运。 3.1.1.8 按规定测量发电机定子、转子、励磁回路及轴承的绝缘电阻合格。 3.1.1.8 检查主变冷却系统正常。
3.1.1.9 检查发电机封闭母线微正压装置运行正常。
3.1.1.10 各交底及运行措施到现场。
3.1.1.11 检查主开关在断开位置，220kV 侧刀闸在断开位置，主开关弹簧操作机构运行正常，SF6气
体压力正常，各TV 二次回路均在断开位置。
3.1.1.12 检查仪表、测量装置应完好。
3.1.1.13 检查发电机滑环及接轴、接地碳刷正常, 电刷型号正确, 压力均匀。
3.1.1.14 检查励侧各轴承及进水支座对地绝缘垫无金属物短路。
3.1.1.15 检查发电机检漏仪的绝缘指示应正常并记录各测点绝缘数值。
3.1.1.16 按励磁规程规定做好励磁回路启动前的准备工作。
3.1.2. 发电机启动前的试验
3.1.2.1 试验前的准备工作
1 送上主变、高厂变冷却装置电源。
2 检查确认6kV 厂用工作分支电源小车开关确在“试验”位置。
3 合上发变组、励磁系统、高厂变控制、保护、信号直流电源自动空气小开关。
4 试验完毕后拉开所有控制自动小开关、保护、信号直流电源自动空气小开关。
3.1.2.2 开机前应做的试验
1 主开关、灭磁开关的合拉闸试验
2 灭磁开关联跳试验
3 50~启励控制回路试验（启励电源不送电）
4 发电机大、小修后，启动前应由维修人员做保护装置传动试验及机电炉联锁试
3.1.3 SA VR 调节柜投入前的检查
3.1.3.1 调节柜内所有元器件已接线良好。
3.1.3.2 调节柜内所有插件插入并到位。
3.1.3.3 调节器直流及交流电源已送电。
3.1.3.4 50Hz 手动励磁柜投入前的检查
3.1.3.5 50Hz 手动励磁柜所有元器件已接妥。
3.1.3.6 50Hz 手动励磁柜控制及测量熔丝已放上。
3.1.3.7 50Hz 手动励磁柜整流熔丝及熔断指示装好，压敏元件熔丝已放上。
3.1.3.8 50Hz 手动励磁自投切换开关在“停用”位置。
3.1.3.9 50Hz 手动励磁交、直流开关在断开位置。
3.1.3.10 检查继电保护各插件、打印机装复，保护柜后交直流开关均已合上。
做发电机主开关、励磁回路直流开关、6KV 厂用段工作段电源开关的合、跳闸及联锁试验。
3.1.4 机变、厂高变保护检查
3.2 发电机的启动
3.2.1 发电机一经启动即认为已带电压, 从此时起, 除按“电业安全规程”规定外, 任何人不得在发电机回路上进行工作。
3.2.2 发电机启动 并列操作应得值长通知, 由全能值班员按阶段进行有关操作。
3.2.3 第一阶段:启动开始阶段:
由点火值电气班执行开机前的准备工作(接到启动命令的班执行。炉、机热态时, 在点火前执行) 。
3.2.3.1 将发电机、变压器(包括厂高变) 及励磁系统由冷备用转热备用。
查发电机在冷备用状态。
1 放上发电机TV1、TV2、TV3压变初级熔丝并推至工作位置, 插上二次插头。
2 合上TV1、TV2、TV3压变次级小开关及仪表熔丝。
3 推入发电机中性点变压器手车
4 放上灭磁开关熔丝和有关励磁回路直流熔丝，并将启励回路送电。
5 合上整流柜直流闸刀。
6 放上整流柜风机电源熔丝, 开启风机做联动试验正常后投入联动开关。(正常方式:电流Ⅰ供奇数柜, 电流Ⅱ供偶数柜) 。
7 放上整流柜交流开关操作熔丝, 并合上开关。
8 检查各整流柜脉冲控制开关SW4在“脉冲投入位置”
9 检查发电机转子过压保护柜具备运行条件。
10 合上主变中性点接地闸刀。
11 将励磁调节器由冷备用转热备用。
12 合上发变组控制、保护、信号直流电源自动空气小开关。
13 记录机变台帐。
3.2.4 第二阶段:汽机冲转阶段
3.2.4.1 完成机变转热备用过程中未完成的
1 启用主变、厂高变冷却风扇
2 得单元长通知：合上机变母线侧闸刀。
3 合上机变开关操作开关、保护电源开关、励磁回路开关, 灭磁开关操作开关及跳闸回路Ⅱ开关。 4 合上系统PT 电压开关
5 调节器A 、B 柜转运行
查A 、B 柜内“双路供电”开关在“ 投入”位置，“脉冲电源”开关在“ 投入”位置，“现地开机”小开关在“解除”位置; “现地停机”小开关在“解除”位置, “本柜投入”小开关在“投入”位置，A 、B 柜主CPU 板运行闪烁灯闪烁正常；A 柜“主/从”灯亮。
3.2.5 第三阶段: 发电机的并列, 带负荷
得单元长可并列的通知并检查机变光字牌及指示灯正确后按下列方式进行有关操作。
3.2.5.1 合上初励电源开关
3.2.5.2 合上灭磁开关。
3.2.5.3 在DCS 上点击“发电机启励按钮”，电压升至2kV ，检查DCS 画面数据正常
3.2.5.4 点击“发电机增磁按钮”将电压自动升至90%额定电压。
3.2.5.5慢慢点击“发电机增磁按钮”将电压接近至系统电压。
发电机零起升压时的注意事项。
1 静子三相电流表指示为零, 转子电压表、电流表指示均匀上升, 消弧线圈无电流。
2 发电机静子电压表指示上升至额定值的50%和100%时, 分别测量三相静子电压应平衡, 切换开关位置与电压值相对应。静、转子绝缘良好。
3 静子电压至额定值时核对发电机空载特性, 并测算转子绝缘电阻良好。
3.2.5.6 测量发电机定子三相电压应平衡，核对#12发电机空载特性。
3.2.5.7 送上同期装置直流控制电源
3.2.5.8 点击“电压引入”按钮，将系统和待并机组电压引入装置。
3.2.5.9 检查同期装置显示参数正常，运行灯闪烁2秒/次。
3.2.5.10 点击“启动同期装置”按钮
3.2.5.11 检查同期装置的动作情况良好，同期装置试验正常。
3.2.5.12 检查整步表顺时针方向旋转慢而稳后，点击“发电机并网”2512开关红灯闪光。
3.2.5.13 按单元长指令接带负荷，并相应调节无功功率。
3.2.3.14 点击“退出电压”、“退出同期”按钮。
3.2.3.15 检查DNS 盘上“220kV 母差回路不平衡电流＜50mA ”
3.2.3.16 检查#12机灭磁开关合上良好。
3.2.3.17 检查#12机变开关2512合上良好。
3.2.3.17 在单元长的指令下拉开主变中性点接地闸刀。
3.2.4 发电机并列后的操作。
3.2.4.1 得单元长命令投入“ETS 电跳机”压板。（如果压板装在电气侧）
3.2.4.2 投入机组横向保护跳闸压板
3.2.4.3在机组并网正常后将厂用电切至工作厂高变供电, 并投入联动。
3.2.5 发电机并网后，有功负荷增加速度决定于热机增荷速度，无功负荷的增长不受限制，但是应监视定子电压变化。在增加发电机负荷的过程中必须有系统地监视发电机氢温升、铁芯温度、线圈温度、进出水温度等情况。
3.2.6 发电机在加负荷过程中上升速度应均匀, 直到加至额定值。
3.3 发电机运行监视与维护
3.3.1 发电机有功负荷调节的使用权限。
3.3.1.1 在正常情况下，电气无要求对有功负荷进行调节。
3.3.1.2 在事故情况下, 电气应汇报单元长要求汽机配合进行事故处理, 使用时要求汽机在DEH 系统中设定最大的降负荷速度(30MW/min)或根据当时情况来设定降负荷速度。
1 系统振荡或机组失去同步, 必须降低有功负荷时。
2 发电机三相静子电流不平衡超过允许值须进行处理时。
3 外线路有故障，导致发电机过负荷
3.3.2 发电机无功负荷的调节。
当发电机采用SAVR 励磁调节器自动方式时, 调节器A 柜为主，B 柜为从。以恒机端电压为监控量实现无功调节。采用手动方式时，以恒转子电流为监控量实现无功调节。无功负荷的接带以系统电压和功率因素不超限为原则。
3.3.3 发电机在运行中时, 每班应使用转子绝缘监察装置测量一次发电机转子绝缘电阻, 并与以前比较, 一般转子绝缘电阻不应低于5000欧, 当阻值明显变化时, 应检查发电机轴碳刷接触是否良好, 并处理。转子绝缘电阻可用下列公式计算,
转子绝缘电阻=R[V/(V２＋V ３) －1]千欧
式中:R——转子电压表内阻为200千欧
V——转子端电压(伏)
V2——正极对地电压(伏)
V 3——负极对地电压(伏)
3.3.4按时抄录发电机表计, 加强运行分析, 电气检修车间和发电部电气专业定期进行以下分析工作。
3.3.4.1 测量定子测温元件的对地电压, 监视是否有电腐蚀现象。
3.3.4.2 分析比较静子端部冷却水温差及线圈温升。
3.3.5 每班接班后第二小时做好发电机台帐, 每二小时准点应对发电机本体运转层检查一次, 发电机并列后升负荷时增加做该发电机台帐一次。以上工作过程 发现异常, 应立即汇报班长、值长及时处理。
3.3.6 每星期一(8-16)班对检漏仪各点校验核对一次, 应将数值记录在台帐内。
3.3.7 每班按巡回检查制度规定, 对发电机及励磁系统进行检查, 检查内容除按配电装置项目外, 根据设备的特点应着重检查下列项目。
3.3.8 发电机
3.3.8.1 检查检漏仪指示应正确, 现场各部压力表, 温度表指示正常, 水冷却系统管道法兰处无渗漏。
3.3.8.2 检查静子端部线圈无变形、漏胶、漏黑色半导体漆, 绑线无松驰, 绝缘引水管无抖动磨损情况, 无结露渗漏、无绝缘磨损的黄粉出现。
3.3.8.3 电刷均压弹簧按置牢固, 电刷不过热, 接触良好, 无冒火、卡涩、跳动等现象, 滑环无发热变色。并对发电机电刷罩壳等进行清擦。
3.3.8.4 发电机无绝缘焦臭味, 无渗水现象, 地面无杂物。
3.3.8.5 励磁回路按励磁规程有关条文规定做好励磁回路的重点检查。
3.3.9 发生外部短路故障后, 应对发电机进行检查, 检查发电机静子线圈无变形, 绑线垫块无松驰脱落, 绝缘引水管无渗漏水现象, 灭磁开关无电弧烧伤痕迹。
3.4 发电机减负荷解列停机
3.4.1 发电机解列前, 有功负荷由汽机调节逐渐降到零, 电气值班员根据静子电压情况相应降低机组无功负荷近于零, 拉开机变开关与系统解列。
3.4.2 正常解列停机前, 应将机组的厂用工作电源切换至备用电源供电, 并合上主变中性点接地闸刀。
3.4.3 机组正常解列按下列步骤进行。
3.4.3.1由单元长联系主控“机组准备解列”。
3.4.3.2由汽机将有功负荷降至零, 电气将无功负荷降近于零(防止进相, 一般为2000-3000千乏) 。
3.4.3.3 拉开机变开关。
3.4.3.4 待转子电流近于零时, 拉开发电机灭磁开关。
3.4.3.5 检查DNS 盘上“220kV 母差回路不平衡电流＜50mA ”
3.4.3.6 停用调节器。
3.4.4 发电机正常解列后, 解除“ETS 电跳机”压板及横向保护压板。
3.4.5 测量发电机绝缘电阻并记录。
3.4.6 根据检修需要, 将机变励磁系统转冷备用或检修。
3.4.7 发电机解列后, 应保证发电机定子通水半法时后方可停用定子冷却水。
3.4.8 发电机事故处理时解列操作步骤:
3.4.8.1紧急解列:手揿“紧急停机”按钮, 解列发电机。用保护动作跳开机变开关, 厂高变次级开关及励磁开关, 并去启动机炉横向保护。
3.4.8.2 减负荷解列:
1 汇报值长, 通知汽机在DEH 系统中设置最大降负荷速度, 同时切换厂用电。
2 注意负荷变化, 调节有、无功负荷近于零。
3 手动拉开发电机开关。
4 完成前二项后也可直接揿“紧急停机”按钮解列。
4 发电机停机期间的注意事项
4.1 发电机内充满氢气时，密封油系统仍应进行常规的监视维护，密封油排烟风机和主油箱排烟风机应维持运行，抽去可能逸入排油系统的氢气。氢气报警系统应投入运行。
4.2 停机期间发电机内氢气湿度取决于机座周围的温度。为改善相对湿度，可向外排出一些氢气，并从供氢系统补充新鲜氢气。
4.3 停机期间发电机内充满空气时，需留意结露。供氢管应切断，防止氢气进入发电机。
4.4 停用发电机水、氢、油系统程序为：首先应停用内冷水，再进行氢冷却水停运，然后进行排氢置换。密封油系统的停运应在氢气置换后进行。
4.5 如发电机暴露在冻结温度以下，氢气冷却水应彻底排干，防止冻裂。
4.6 发电机每运行2个月以上的停机，应对发电机定子水回路进行反冲洗，以确保水回路畅通。
4.7 对停机时间较长的发电机，定子线圈中的水应放尽吹干。
4.8 备用中的发电机及其全部附属设备，应进行必要的维护和监视，使其经常处于完好状态，随时可以启动。
4.9 当发电机长期处于停机状态时，应采取适当措施防止线圈受潮。并保持线圈温度在＋5℃以上。 5 发电机不正常运行和事故处理
5.1 发电机不正常运行
在发电机冷却水正常状态下, 事故情况发电机静子线圈短时过负荷运行, 必须严格控制不超过以下规定, 同时也允许转子线圈相应过负荷, 具体规定如下:
过负荷运行时, 应密切注意发电机各部份温度不超过规定值, 监视发电机各部温度上升趋势, 并可适当减少无功负荷, 但不得使发电机力率过高。
5.2 发电机静子线圈或出水接头某测点温度明显升高, 与线棒的平均温度差大于10℃时, 应立即汇报值长和派人到现场检查有无异常及异味, 同时联系热工来人校验该测量装置指示是否正确, 并密切注意该点温度不得超过限额值, 若温差继续增大14℃或该点温度超过限额值, 应降低发电机的无功及有功负荷, 并定点显示该点温度变化是否随负荷电流变化, 此时应向有关领导汇报, 决定静子水回路是否运行中反冲洗。
在上述处理过程中, 若有异常情况, 应立即将发电机紧急解列。
5.3 当发电机静子水回路进行反冲洗时应注意以下几个问题:
5.3.1 冲洗 前应控制发电机的静子电流不大于5500A, 联系值长解除发电机断水保护。
5.3.2 在反冲洗切换过程中提醒汽机值班人员控制发电机各部进水压力不得超过正常压力, 并注意转子不得断水和静子塑料王管不得失水。
5.3.3 在冲洗过程中加强对发电机各部温度监视, 不得超过规定值。
5.3.4 冲洗完毕后, 应立即恢复发电机的水冷却系统, 并联系值长投入发电机的断水保护。
5.3.5在反冲洗过程中, 若有异常情况, 应立即将发电机紧急解列。
5.4发电机定子线圈或导水管漏水
5.4.1现象:
5.4.1.1定子线棒内冷水压升高。
5.4.1.2氢气漏气量增大，补氢量增大，氢压可能降低，水箱排氢量超过正常值。
5.4.2处理:
5.4.2.1从发电机排污门放出液体，化验水分来源，判断是否内冷水泄漏。
5.4.2.2检查内冷水箱顶部气表内有无气体。
5.4.2.3如漏水属实，则应立即停机。
5.4.2.4发电机断水跳闸后，应迅速查明原因，恢复供水，无其它异常情况时，尽快恢复并列运行。
5.4.2.5“定子线圈两端水压降大”表明在同样的进水压力下流量减少，应查明原因，设法消除，可提高进水压力、增加流量，观察是否恢复正常，必要时适当减少负荷或停机处理。如果定子线圈有杂质堵塞，应及时对定子线圈进行反冲洗。
5.5 发电机运行中发现定子铁芯个别温度突然升高时, 应立即查明原因并予以消除, 此时应比较发电机的进风和出风温度差是否正常, 有无明显增加, 如铁芯温度显著升高的同时, 发电机进风出风温度也显著增加, 应迅速转移负荷, 停机处理, 若随着进出风温差和铁芯温度显著升高的同时, 又出现“定子接地”时应将发电机紧急解列。
5.6 运行中发电机静子或转子部份表计指示消失或失常时, 应参照其余的仪表进行监视, 此时不应盲目对发电机进行调节。联系检修立即来人处理。
5.6.1 有功表指示失常, 可以由静子电流表, 电压表, 无功表等估算出有功负荷, 并通知汽机监视汽轮机进汽量, 并通过大功率表或DAS 内的功率表进行监视, 以利运行。
5.6.2 转子电流表指示失常, 可根据发电机无功表, 定子电压表, 转子电压表来监视。
5.6.3 若表计压变回路故障, 静子电压表, 有功表, 无功表指示失常, 此时应加强监视, 静子、转子电流不可超限, 并通知汽机监视汽轮机进汽量以控制负荷。
5.6.4 电流互感器二次回路故障(开路), 有功表、无功表、静子电流表指示失常, 此时应立即通知继电保护班, 并监视转子电压、电流表及静子压表, 立即汇报值长, 通知汽机监视汽轮机进汽量, 必要时, 尽可能降低负荷。如一相或二相断线, 可监视正常相电流表。
5.7 发电机三相静子电流不平衡超过规定值
5.7.1 若不是表计失常引起, 应于2分钟内降低静子电流, 使之不超过规定范围, 同时加强对发电机各部温度的监视, 特别是转子出水温度, 并不超过限额。如2分钟内温度异常升高, 且不平衡电流无法控制在限额内, 应紧急解列停机。
5.7.2 若静子不平衡电流值较大, 当判明为机变开关接触不好, 回路断线或系统非全相运行引起(此时多台机组会同时有电流不平衡现象), 如由系统引起, 应及时汇报单元长, 迅速消除, 若不能消除, 则减负荷解列停机。
5.8 发电机的事故处理
5.8.1 发电机发生剧烈的震荡或失去同期
5.8.1.1 现象
1 静子电流表的指针来回剧烈摆动并超过正常值。
2 有功表, 无功表指针剧烈摆动。
3 发电机静子电压表指针剧烈摆动, 并低于额定值。
4 励磁回路表计指针在正常值附近摆动。
5 发电机本体发出与表计摆动一致的节奏鸣声。
5.8.1.2 处理
1 若振荡是系统引起, 发电机自动励磁调节器投入运行时, 可任其动作, 如采用手动励磁方式时, 应尽可能增加励磁电流, 并立即告老厂值长, 请迅速消除振荡。
2若振荡系本台机组力率过高引 起(振荡频率与系统相反), 可降低有功, 增加无功, 以利同期, 若经上述处理仍不能进入同期, 则汇报值长, 将故障发电机紧急解列。
5.8.2 发电机静子接地
5.8.2.1现象
1 “发电机静子接地”光字牌亮, 或压变开口三角电压表有指示。
2 消弧线圈电流表有指示。
3 发电机三相对地电压不平衡。
5.8.2.2 处理
1 定子接地保护动作跳开发电机开关解列
2 若是在次谐波引起的，应汇报单元长，迅速减负荷停机。
5.8.3 发电机转子接地
5.8.3.1 转子绕组接地报警处理
转子绕组接地报警后，应切换转子对地电压，估算出转子绝缘电阻，并立即汇报并通知检修人员，并作如下项目的检查和处理：
a) 分别测量直流正负极对地电压，确定接地的程度。
b) 检查发电机滑环碳刷及直流进线软连接部分是否正常，是否有明显接地现象；
c) 检查发电机转子大轴接地碳刷是否正常；
d) 检查励磁柜内一、二次回路是否良好，柜内是否有明显接地异常现象。
转子发生一点接地后尽快设法消除，在处理过程中要防止人为两点接地，无法消除时应尽快停机处理，以防止发生第二点接地时造成设备损坏。
5.8.3.2 当发电机发生转子一点接地时, 查询是否由于人员误碰励磁回路引起。
5.8.3.3 测算转子绝缘电阻是否小于2000欧, 应对转子系统回路进行检查, 并可逐台轮流停用整流柜, 寻找故障点。如接地点在转子内部或在转子外电路, 但需停机才能处理时, 则报告值长, 由总工程师决定是否停机。
5.8.3.4在寻找转子一点接地的过程中, 如发现机组有欠磁或失步情况时, 则认为转子已由一点接地发展成二点接地, 或伴随着发电机漏水, 均应该将该发电机紧急解列。
(转子两点接地的主要象征是:转子电流增加, 转子电压及发电机无功降低, 情况严重时, 可能会引起机组剧烈震动, 机组呈失步状态, 有周期性异声。)
5.8.4 发电机失磁
5.8.4.1 现象
5.8.4.1.1 无功表指针反向越过零位, 有功表指示较正常值低。
5.8.4.1.2 静子电流表指示升高并有周期性摆动。
5.8.4.1.3转子电流表, 电压表作周期性摆动, 其速度比静子电流慢(未失去同步前, 转子电压、电流表到零或近于零) 。
5.8.4.2 处理
5.8.4.2.1 失磁保护动作跳开发电机开关解列。
5.8.4.2.2 如保护拒动, 应将发电机紧急解列。
5.8.5 当发电机主开关外部发生长时间短路, 且静子电流表的指针甩足, 静子电压剧烈下降, 如果发电机的保护装置拒绝动作, 应立即将该发电机紧急解列。
5.8.6 如发电机个别冷却器漏水, 则应联系汽机将其隔绝, 此时应对发电机各部温度加强监视, 不得超限运行。
5.8.7 如发现检漏仪板上有黑色半导体漆, 则可能是由于静子线圈冷却水管堵, 引起线棒过热, 使线圈内半导体漆流出。应减负荷, 申请解列停机处理。
注:检漏仪测点布置
5.8.8 机变220kV 侧非全相运行
本期工程除二台出线开关为分相式外，其余开关均为三相互动式，故机变开关出现非全相的可能很小，只作为事故处理的补充。
5.8.8.1 现象
1当一相未断时, 发电机电流表指示情况:
注:有两相电流相等或近似相等而另一相电流为零或近似为零。
2 当两相未断时发电机电流指示情况:
注:有两相电流相等或近似相等且为另一相电流的1/2左右。
3 “负序过负荷”光字牌可能亮。
4 接地变电流表可能有指示(仅供参考) 。
5 负序电流有指示。
5.8.8.2 处理
1 机变并列增加有, 无功后, 密切注视发电机三相电流对称情况, 当确证开关有一相或二相未合上时, 应将机变开关解列, 查明原因经处理正常后, 方能将此开关再行并列。
2 当电气事故、继电保护动作 跳闸, 而机变开关拒动时，应立即停用发电机侧母线, 确证母线无电压后拉开故障开关两侧闸刀隔离之。
3 发电机正常解列时, 要求机炉能够维持发电机同步转速, 电气值班人员拉开机变开关并确证三相断开后, 再通告汽机打闸, 锅炉熄火, 一旦解列过程中出现机变开关非全相运行情况, 若发电机组能维持同步转速, 可经同期将该发电机立即重新并网, 汇报值长听候处理。
4 发电机解列过程中, 出现非全相情况, 且由于发电机组不能维持同步转速而重新并列, 或发电机在正常运行中出现非全相情况, 应立即将该发电机主开关手动拉闸一次, 如不成功, 而此时发电机三相电流表指示不平衡差值达3500A, 或负序电流表指示达0.85A, 并伴发负序过负荷信号确证负序分量很大时, 立即汇报单元长要求拉开母联开关的该母线上的出线，将该发电机所在运行段220kV 母线停电。
5 如因机炉设备异常而需要停机时, 值班人员应按单元长令解列停机, 尽量防止用横向保护动作跳机变系统的操作。
5.9. 当机内氢气纯度低于96％时，应进行排污，同时把新鲜氢气补充到发电机内，使机内氢气纯度和湿度达到正常范围内。
5.10运行中当机内氢气湿度超过允许值，用排污补氢方法处理无效时，应从下列几个方面查找原因，加以消除：
5.10.1复查新补氢气的湿度是否合适。
5.10.2检查从排污管排放的液体中水份的含量并鉴别水份的来源。
5.10.3检查氢气冷却器有无漏水情况。
5.10.4检查主油箱中有无存水，并取样化验油中含水量。
5.10.5运行中若从排污门放出的液体中水占主要成份，而且从水质化验和其它异状判定是氢气冷却器漏水时，应降低发电机负荷，关小冷却水入口门，减少漏水量，再逐个查明漏水的冷却器，在不停机情况下停用漏水冷却器用铜楔堵塞铜管。
5.11氢冷却器故障退出运行，在保证冷氢温度不超过48℃时，机组所带负荷，见1.2.10的规定。
5.12 水冷系统的不正常运行及处理
5.12.1 发电机冷却水温度高于40℃, 但出水温度及发电机静子线圈、铁芯等各部温度均未超过时, 可以不降低发电机出力, 但应查明原因, 设法降低进水温度。
5.12.2 离子交换器出水电导率高：应先通过人工化验方法核实离子交换器出口电导率应在1.5us/cm以下，否则应更换树脂。如电导率仪故障，告检修处理。定子线圈进水电导率高：电导率高达5us/cm时，应检查流经离子交换器的水量是否过小、树脂是否失效。当电导率高达9.5us/cm，应设法改换水质，使之符合规定标准。
5.12.3 运行中的发电机, 如果在相同的进水压力下, 静子线圈, 端部线圈冷却水流量降低时,(如静子线圈冷却水流量至正常值的85%),应加强对发电机各部份温度的监视, 严格控制各部份温度不超过正常运行值。并汇报值长通知汽机检查是否由于下列情况引起:
5.12.3.1 冷却器滤网不清洁——切换滤网清洗。
5.12.3.2 静子线圈冷却水流量降低——检查是否由于冷却水系统阀门开不足或门芯脱落引起。
5.12.4 发电机静子线圈不允许断水运行, 运行中发生断水情况不得超过30秒, 愈时保护未动作, 应将
该发电机紧急解列。
5.13关于主汽门关闭后横向保护不动作的处理：
由于汽机的主汽门关闭后限位接点不到位，而无法发出信号以及动作汽机保护，致使横向保护不能正常动作，给运行处理带来了一定的难度，针对此情况作如下处理规定：
5.13.1 可以不解列, 但应降低发电机无功, 监视其它表计的变化。
5.13.2 若要停机则判断条件为:
5.13.2.1 P=0
5.13.2.2 汽机有主汽门关闭信号, 不论是一只二只全来
5.13.2.3 确认主汽门已关闭
符合以上条件, 汇报值长，由值长下令发电机解列。电气可揿”紧急停机”按钮, 解列发电机, 并作其它的有关停机操作。
发 电 机 运 行 规 程
编写：饶春林 初审：
复审： 批准：
谏壁发电有限公司
二００四年
目 录
1 发电机设备规范„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„23 1.1 发电机铭牌技术数据 „„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„23 1.2 水冷系统技术数据 „„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„23 2 发电机运行方式及有关规定„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„24 2.1 水冷系统的运行规定 „„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„24 2.2 发电机及冷却系统的温度规定 „„„„„„„„„„„„„„„„„„25 2.3 发电机电压、电流、周率、功率及不平衡电流的规定„„„„„„„„„25 2.4 发电机绝缘电阻的规定 „„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„26 2.5 关于300MW 机变组220kV 接地闸刀的运行规定„„„„„„„„„„„26 3 发电机的运行操作监视和维护„„„„„„„„„„„„„„„„„„„27 3.1 发电机的启动 „„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„27 3.2 发电机的并列带负荷 „„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„29 3.3 发电机运行监视与维护 „„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„31 3.4 发电机减负荷解列停机 „„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„33 4 发电机的不正常运行和事故处理„„„„„„„„„„„„„„„„„„34 4.1-5 发电机的不正常运行 „„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„34 4.6 发电机三相静子电流不平衡超过规定值 „„„„„„„„„„„„„„36 4.7 发电机的事故处理 „„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„36 4.8 水冷系统的不正常运行及处理 „„„„„„„„„„„„„„„„„„41
1 发电机设备规范 1.1 发电机铭牌技术数据
1.2 内水冷系统技术数据
发电机的内冷水系统按下列数据运行时可满足铭牌出力
1.3发电机氢冷系统运行参数
1.4 发电机氢冷器参数
1.5 发电机通风参数
1.6 发电机过载能力: 负序承载能力:
暂态: I22t ≤10 稳态： I2≤8%
事故过负荷能力：
1.7 发电机及冷却系统的温度规定
2．发电机运行规定
2.1 发电机按照制造厂的铭牌参数运行的方式为额定运行方式，发电机可在额定运行方式下或出力图的
范围内长期连续运行。
2.2 正常情况下，发电机不允许无励磁运行
2.3 汽轮发电机组逆功率运行时间不得大于2分钟。 2.4 发电机的进机运行必须经试验合格后另行规定。 2.5 发电机不允许在定子不通内冷水的情况下带负荷运行。 2.6 发电机温度变动时的运行方式
2.6.1 发电机冷氢额定温度为46℃，最低温度为40℃。当使用二次循环水或局部氢冷却器停运时，冷氢温度允许最高温度为48℃，冷氢高温报警温度为50℃。运行中各台氢冷却器相互间的出风温度应均衡，任何情况下相互间出风温差不应超过2℃。
2.6.2 运行中发电机冷氢温度低于额定值范围时，不允许提高发电机负荷；冷氢温度高于额定值范围时，如定子线圈及定子铁芯温度未超额定值时，可不降低发电机的负荷，当冷氢温度超过50℃时应降负荷运行并汇报值长，做进一步处理。
2.6.3 定子线圈额定进水温度变化范围为45～50℃，低于42℃或高于53℃时均将报警，定子冷却水允许断水时间为不大于30秒。
2.6.4 定子线圈间电阻测温元件温度在冷却水进水温度不大于50℃时，应不大于90℃。当定子线圈温度达90℃或定子线圈冷却水出水温度达85℃时，温度巡测仪将报警。如定子总进出水管的水温升超过31K ，汽机DEH 中的ATC 将自动监视报警，此时值班人员应采取措施(包括降低负荷，检查冷却水量是否正常并相应调整，降低进风温度等) ，使温度降至报警值以下，并尽快分析和查明报警原因，必要时，安排停机检查处理。
2.6.5 定子铁芯的温升限额为：在冷氢温度46℃时，不大于74K 。即冷氢温度在46℃及以上时，定子
铁芯限额温度为不大于120℃。但冷氢温度小于46℃时，定子铁芯温度限额为T 进＋74℃(T进：当时冷氢温度) 。
2.6.6 氢冷却器进水压力不得超过0.8MPa 。氢冷却器进水温度一般不允许超过35℃。若超过35℃，而发电机冷氢温度、定子铁芯温升不超过规定值时，可不降低负荷运行。此时，应加强对发电机冷氢温度、定子铁芯温度的监视。
2.6.7 励磁机的进风温度应不超过50℃，励磁机空气冷却器的进水温度规定同上条。 2.6.8 总出水管的出水温度正常不大于85℃。
2.6.9 运行中对全部由定子绕组组成的水支路上的各个出水测温元件的温度与其平均温度 的偏差不
得超过±3K ，而其它由定子绕组和部分联接线串联而成的水支路出水测温元件的读数不得偏离本组读数平均值的±3K ，但其温度预计不大于上述水支路温度2～6K 。
2.6.10 在氢压为0.31MPa ，功率因数为0.85，即额定工况下，当1/8氢冷却器退出运行时允许带270MW
负荷；当1/4氢冷却器退出运行时(不在同一角处) ，允许带240MW 负荷；若在同一角退出时，则允许带180MW 负荷。发电机氢冷却器有故障退出时应注意检查发电机的震动，尤其是有单组冷却器退出时。
2.6.11 为防止机内结露, 发电机定子进水温度应高于冷氢温度3℃及以上。
2.6.12 发电机额定氢压为0.31MPa ，最高不超过0.41MPa ，当氢压降低时，必须降低负荷至P-Q 出力曲
线对应氢压所允许的负荷值。
2.6.13 发电机运行的最低氢压为0.035MPa ，发电机在最低氢压下运行负荷不得超过100MVA 。 2.7 发电机电压、频率、功率因数变动时的运行方式
2.7.1 发电机定子电压允许在额定值±5%范围内变动，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，定子电流长期允许的数值不得超过额定值的105%，并且容量应相应降低。
2.7.2 发电机定子电压最高不得大于额定电压的110%，最低电压一般不应低于额定电压的90%，并应满足厂用电压的要求。不但时间不大于3分钟，否则应提高电压运行。
2.7.3 发电机正常运行频率应保持在50Hz ，允许变化范围为±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。
2.7.4 发电机额定功率因数为 0.9，在励磁调节器装置投自动时，功率因数允许在迟相0.95～1范围内长期运行。功率因数变动时，应使该功率因数下的有、无功功率不超过在当时氢压下的P-Q 出力曲线范围。
2.7.5 发电机正常运行时，定子电流三相应相同且不超限运行。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I 2*2×t ≤10。 2.8 发电机励磁方式
发电机励磁由并接于发电机出口的励磁变发出的50Hz 交流电，经整流柜整流后，供给发电机转子磁场线圈。其大小由调节器通过控制整流柜内可控硅的开放角来调节. 2.9 发电机正常运行时的监视和检查 2.9.1 发电机运行中的监视
2.9.1.1 运行人员应严格监视发电机运行情况，及时调整。严格控制发电机电压、电流以及励磁电流不超过允许值，注意定子三相电流平衡，并与CRT 显示值相符。
2.9.1.2发电机有功负荷的增减，一般由机组协调控制(CCS)或由集控值班人员调整，并应及时监视和调整无功负荷。
2.9.1.3 发电机正常运行时，应按准时规定抄录发电机各运行工况参数，并与打印机打印的报表对照，
如有差异，应分析原因，若发现个别测点异常，可根据情况加强对该部位的监视，缩短记录时间，并向领导和有关部门汇报。
2.9.1.4 发电机并列后有功负荷的增加速度决定于汽机，无功负荷增加速度不限，但是应监视定子电压变化。
2.9.1.5 每班应对发电机、励磁变、SAVR 调节器、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。 2.9.1.6
强励动作后应对励磁系统进行详细检查。
2.9.2 发电机系统的主要检查项目
2.9.2.1 发电机、励磁变声音正常，无放电声、金属摩擦或撞击声，无异常振动现象。各部位温度正常，不超过规定值。 2.9.2.2 2.9.2.3 2.9.2.4
发电机氢压正常，氢气干燥器运行正常。
发电机各组TV 、出口避雷器运行正常，中性点变压器无异常声音。
发电机封闭母线及微正压装置运行正常，封闭母线无结露现象，外壳温度正常。
2.9.3 SAVR调节器正常运行中的检查项目 2.9.3.1 柜内各表计指示应正确。 2.9.3.2 2.9.3.3 2.9.3.4
柜内元件无过热及焦臭味。
柜内各指示灯指示与运行方式一致，无异常指示灯亮。 柜内小开关的位置与运行方式相符合。
2.9.4 集控室与继保小室的检查：
2.9.4.1各灯光信号显示正常，各开关位置与实际相符，CRT 画面显示正确。 2.9.4.2 2.9.4.3 2.9.4.4
音响信号与光字牌信号工作正常。
继电保护、自动装置无接点松动、过热、冒烟等现象。 继电保护装置按规定投入，并与实际运行情况相符。
2.9.5 发电机绝缘电阻的测定
2.9.5.1 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，可不测量。每次测量值与上一次阻值相比较，若有显著下降，应查明原因并向上级汇报。
2.9.5.2 在定子不通水的情况下，定子绕组绝缘应用2500V 摇表进行测量。在25℃时1分钟后应不小于1000M Ω。设备温度每升高5～15℃，绝缘电阻大约下降一半。
2.9.5.3 在定子通水状态下，应用水冷电机绝缘电阻测定仪测量，换算到75℃时绝缘电阻R (75℃) ≥4.4M Ω，在不同温度下其绝缘电阻可使用下面公式换算
R (t)=R(75℃) ×2
(75-t)/10
式中：R(t)：ｔ℃时绝缘电阻值 t ：测量时的温度
2.9.5.4
发电机转子绕组绝缘电阻用500V 摇表由检修测量，在25℃时1分钟后不应小于10M Ω。励磁回路设备用500伏摇表测量, 绝缘电阻不低于0.5 MΩ。
2.9.5.5
发电机内所有测量元件的对地绝缘电阻冷态下用250V 摇表由检修人员进行测量，应不小于1M Ω。
2.9.5.6 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(于BGE1到BGE6) ，直接测量绝缘电阻，理想阻值为100M Ω，不应低于1M Ω，小于0.5M Ω时必须汇报，要求停机检修。 2.9.5.7
定子绕组绝缘吸收比R 60／R 15≥1.3 ，阻值与上次比较不应低于上次的1/3～1/5。
2.9.5.8 测量发电机定子绝缘必须将各来电部分可靠隔绝，并应合上主变220kV 侧接地闸刀，以确保人身安全。
2.9.5.9 发电机绝缘应在通水时测量, 并使用专用摇表, 摇测时应将汇水管退出接地。当使用专用摇表测不出时，方可采用2500V 摇表，数值不低于0.3M Ω；若低于0.3M Ω，则改用1000V 摇表测量，数值不低于0.3M Ω, 测量数值应记录, 并汇报值长。
2.9.5.10 以上绝缘电阻低于规定值时，应查明原因，采取措施使其恢复，如一时不能恢复，是否允许启动由总工程师决定。 2.9.6 水冷系统的运行规定
2.9.6.1 通入发电机的冷却水应符合下列标准
1 水质:纯净、透明、无机械混合物。
2 导电率:不大于5微姆/厘米(启动时不大于10微姆/厘米) 。 3 硬度:小于10微克当量/升。 4 pH值:6-8 5 NH3值:微量
2.9.6.2 发电机组通水和停止通水的规定
1 发电机静子及端部出线盒未通水冷却, 任何情况下都不允许冲转加励磁和带负荷。 2 发电机与系统解列并切除励磁后方可中断静子冷却水。
2.9.6.3 机组长时间停用时, 为防止绝缘受潮和水冷管冻结, 一般可用下列方式处理。
1 将水冷却系统水冷管内剩水放净吹干。
2 用一定温度的合格冷却水打循环, 保持水系统正常运行。
2.9.7 发电机射频监测仪运行规定
2.9.7.1 射频监测仪作为预示事故的仪器，它可以较早地预报发电机的隐患。发电机绝缘从最初的缺陷发展成为故障所需的时间与故障类型各不相同，而射频监测仪的任务就是要及早发现这些早期征兆。电弧放电故障的发展可以历时几个星期，综合其他装置的异常报警信息，可对早期故障给予准确的判断，以便适时采取措施。
2.9.7.2 发电机射频监测仪运行规定
1 射频监测仪内各预报警设定值已设置好，正常运行时，面板上的设定电位器不得旋动。
2 发电机绝缘正常时，射频监测仪各报警指示灯均熄灭。当监测指示超过正常范围时，报警指示灯将闪烁，此时，运行人员应读取射频监测仪的监测指示值，并按验证按键，若报警指示灯熄灭，说明监测指示值又回到正常范围内；若按验证按键后报警指标灯转为平光，说明监测指标值仍超过正常范围。 3 运行人员发现射频监测仪报警指标灯报警时（闪烁），应及时记录监测指标并按验证按键，同时根据监测指示值的范围，作相应处理并及时通知有关部门：
1) 按自校键进行仪器自校，以判断报警的准确性：按下自校键，仪器进行一分钟自校，前半分钟指标值应在0-30%之间，后半分钟指标在95%以上，第40秒应开始声光报警，按下报警验证键消声并停止闪光，一分钟自校结束后报警灯熄灭，重新进入正常监测状态。
2) 射频监测仪监测的正常值为10µV 至300µV 即0-50%），一般低于100µV （33%），表明发电机绝缘状态良好。
3) 发电机满负荷时的射频电平在1000µV 至2000µV （65%-75%）之间，通常提示发电机系统内有放电或发电机内正在发生低值起弧，需要注意和观察其发展过程。
4) 发电机满负荷时的射频电平在3000µV 至5000µV （80%-90%）之间，说明发电机内有不同程度的起弧，此时应及时汇报有关部门并结合绝缘过热监测装置的报警情况作综合判断。 2.9.8 发电机绝缘过热监测仪运行规定
2.9.8.1 发电机绝缘过热监测装置（FJR-Ⅱ型）能在线监测发电机内部绝缘过热事故隐患，是早期诊断发电机绝缘过热故障的手段之一。通过故障采样，经过质谱分析，能够区分发电机定子线棒、铁芯和转子等不同部位的绝缘过热故障。
2.9.8. ２ 发电机绝缘过热监测装置的投运
1 当发电机准备启动前，关闭高压区进口阀、闭路器进口阀、高压区放液阀、闭路器出口阀、低压区出口阀和低压区放液阀
2 发电机启动完毕，运行正常后，准备投入FJR-Ⅱ装置：
1) 排放油污：交替打开高压区进口阀和高压区放液阀，逐步排放进气管中的油污，直至排尽为止，关闭高压区排液阀；然后交替打开回气管中低压区出口阀和低压区放液阀，排污后，关闭低压区放液阀。
在排放过程中，不得过快，防止氢压降低。
2) 按顺序打开闭路器进口阀和闭路器出口阀。仪器面板上的流量计截门已调整好，切忌乱动。 2.9.8. ３ 发电机绝缘过热监测装置的停用
发电机停机前，运行人员务必先关闭闭路器进口阀和闭路器出口阀；随后关闭高压区进口阀和低压区出口阀。
2.9.8. ４ 故障判断和处理
1 当仪器发生报警时，运行人员应通知有关点检或运行专工，查明原因。报警音响5秒后自动消失。 2 运行人员要观察发电机运行参数变化，特别注意温度检测、定冷水出水温度和热 氢温度的变化及发电机本体有无异常情况。
3 察看FJR-Ⅱ仪器运行情况，仪器电流指标是否下降。若电流降低，应查明仪器管路内是否有油；闭路器进口阀是否关闭；气流量是否减小。
4 若装置气流量正常，同时运行中的数值变化不大，电流确实减小，说明发电机绝缘有过热隐患。此时集控室辅助屏上的发电机绝缘过热监测器会有故障曲线送出，运行人员要加强对发电机运行状态的监视，结合其他仪器（射频监测仪等）和发电机温度检测（线棒、铁芯、热氢、定冷水出水温度）综合判断，同时及时通知点检员到现场取样
３． 发电机的启停操作规定 3.1 发电机启动前的准备和检查 3.1.1 机组启动前的准备
3.1.1.1 收回并终结有关工作票，拆除有关短路线、接地线，拉开有关接地刀闸（发电机做短路试验有特殊要求时，按专门措施执行）。
3.1.1.2 查有关回路的安全措施已全部拆除，常设遮栏、标示牌已恢复，消防设施完善。 3.1.1.3 检查有关一、二次设备及回路应符合启动要求，场地清洁，柜门关闭良好。 3.1.1.4 检查发电机，励磁变无异常，功率柜内清洁、灭磁过压熔丝完好。
3.1.1.5 继电保护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。 3.1.1.6 检查发电机各温度测点指示正常。
3.1.1.7 发电机已置换氢气运行, 检查发电机氢冷系统、水冷系统、密封油系统正常投运。 3.1.1.8 按规定测量发电机定子、转子、励磁回路及轴承的绝缘电阻合格。 3.1.1.8 检查主变冷却系统正常。
3.1.1.9 检查发电机封闭母线微正压装置运行正常。
3.1.1.10 各交底及运行措施到现场。
3.1.1.11 检查主开关在断开位置，220kV 侧刀闸在断开位置，主开关弹簧操作机构运行正常，SF6气
体压力正常，各TV 二次回路均在断开位置。
3.1.1.12 检查仪表、测量装置应完好。
3.1.1.13 检查发电机滑环及接轴、接地碳刷正常, 电刷型号正确, 压力均匀。
3.1.1.14 检查励侧各轴承及进水支座对地绝缘垫无金属物短路。
3.1.1.15 检查发电机检漏仪的绝缘指示应正常并记录各测点绝缘数值。
3.1.1.16 按励磁规程规定做好励磁回路启动前的准备工作。
3.1.2. 发电机启动前的试验
3.1.2.1 试验前的准备工作
1 送上主变、高厂变冷却装置电源。
2 检查确认6kV 厂用工作分支电源小车开关确在“试验”位置。
3 合上发变组、励磁系统、高厂变控制、保护、信号直流电源自动空气小开关。
4 试验完毕后拉开所有控制自动小开关、保护、信号直流电源自动空气小开关。
3.1.2.2 开机前应做的试验
1 主开关、灭磁开关的合拉闸试验
2 灭磁开关联跳试验
3 50~启励控制回路试验（启励电源不送电）
4 发电机大、小修后，启动前应由维修人员做保护装置传动试验及机电炉联锁试
3.1.3 SA VR 调节柜投入前的检查
3.1.3.1 调节柜内所有元器件已接线良好。
3.1.3.2 调节柜内所有插件插入并到位。
3.1.3.3 调节器直流及交流电源已送电。
3.1.3.4 50Hz 手动励磁柜投入前的检查
3.1.3.5 50Hz 手动励磁柜所有元器件已接妥。
3.1.3.6 50Hz 手动励磁柜控制及测量熔丝已放上。
3.1.3.7 50Hz 手动励磁柜整流熔丝及熔断指示装好，压敏元件熔丝已放上。
3.1.3.8 50Hz 手动励磁自投切换开关在“停用”位置。
3.1.3.9 50Hz 手动励磁交、直流开关在断开位置。
3.1.3.10 检查继电保护各插件、打印机装复，保护柜后交直流开关均已合上。
做发电机主开关、励磁回路直流开关、6KV 厂用段工作段电源开关的合、跳闸及联锁试验。
3.1.4 机变、厂高变保护检查
3.2 发电机的启动
3.2.1 发电机一经启动即认为已带电压, 从此时起, 除按“电业安全规程”规定外, 任何人不得在发电机回路上进行工作。
3.2.2 发电机启动 并列操作应得值长通知, 由全能值班员按阶段进行有关操作。
3.2.3 第一阶段:启动开始阶段:
由点火值电气班执行开机前的准备工作(接到启动命令的班执行。炉、机热态时, 在点火前执行) 。
3.2.3.1 将发电机、变压器(包括厂高变) 及励磁系统由冷备用转热备用。
查发电机在冷备用状态。
1 放上发电机TV1、TV2、TV3压变初级熔丝并推至工作位置, 插上二次插头。
2 合上TV1、TV2、TV3压变次级小开关及仪表熔丝。
3 推入发电机中性点变压器手车
4 放上灭磁开关熔丝和有关励磁回路直流熔丝，并将启励回路送电。
5 合上整流柜直流闸刀。
6 放上整流柜风机电源熔丝, 开启风机做联动试验正常后投入联动开关。(正常方式:电流Ⅰ供奇数柜, 电流Ⅱ供偶数柜) 。
7 放上整流柜交流开关操作熔丝, 并合上开关。
8 检查各整流柜脉冲控制开关SW4在“脉冲投入位置”
9 检查发电机转子过压保护柜具备运行条件。
10 合上主变中性点接地闸刀。
11 将励磁调节器由冷备用转热备用。
12 合上发变组控制、保护、信号直流电源自动空气小开关。
13 记录机变台帐。
3.2.4 第二阶段:汽机冲转阶段
3.2.4.1 完成机变转热备用过程中未完成的
1 启用主变、厂高变冷却风扇
2 得单元长通知：合上机变母线侧闸刀。
3 合上机变开关操作开关、保护电源开关、励磁回路开关, 灭磁开关操作开关及跳闸回路Ⅱ开关。 4 合上系统PT 电压开关
5 调节器A 、B 柜转运行
查A 、B 柜内“双路供电”开关在“ 投入”位置，“脉冲电源”开关在“ 投入”位置，“现地开机”小开关在“解除”位置; “现地停机”小开关在“解除”位置, “本柜投入”小开关在“投入”位置，A 、B 柜主CPU 板运行闪烁灯闪烁正常；A 柜“主/从”灯亮。
3.2.5 第三阶段: 发电机的并列, 带负荷
得单元长可并列的通知并检查机变光字牌及指示灯正确后按下列方式进行有关操作。
3.2.5.1 合上初励电源开关
3.2.5.2 合上灭磁开关。
3.2.5.3 在DCS 上点击“发电机启励按钮”，电压升至2kV ，检查DCS 画面数据正常
3.2.5.4 点击“发电机增磁按钮”将电压自动升至90%额定电压。
3.2.5.5慢慢点击“发电机增磁按钮”将电压接近至系统电压。
发电机零起升压时的注意事项。
1 静子三相电流表指示为零, 转子电压表、电流表指示均匀上升, 消弧线圈无电流。
2 发电机静子电压表指示上升至额定值的50%和100%时, 分别测量三相静子电压应平衡, 切换开关位置与电压值相对应。静、转子绝缘良好。
3 静子电压至额定值时核对发电机空载特性, 并测算转子绝缘电阻良好。
3.2.5.6 测量发电机定子三相电压应平衡，核对#12发电机空载特性。
3.2.5.7 送上同期装置直流控制电源
3.2.5.8 点击“电压引入”按钮，将系统和待并机组电压引入装置。
3.2.5.9 检查同期装置显示参数正常，运行灯闪烁2秒/次。
3.2.5.10 点击“启动同期装置”按钮
3.2.5.11 检查同期装置的动作情况良好，同期装置试验正常。
3.2.5.12 检查整步表顺时针方向旋转慢而稳后，点击“发电机并网”2512开关红灯闪光。
3.2.5.13 按单元长指令接带负荷，并相应调节无功功率。
3.2.3.14 点击“退出电压”、“退出同期”按钮。
3.2.3.15 检查DNS 盘上“220kV 母差回路不平衡电流＜50mA ”
3.2.3.16 检查#12机灭磁开关合上良好。
3.2.3.17 检查#12机变开关2512合上良好。
3.2.3.17 在单元长的指令下拉开主变中性点接地闸刀。
3.2.4 发电机并列后的操作。
3.2.4.1 得单元长命令投入“ETS 电跳机”压板。（如果压板装在电气侧）
3.2.4.2 投入机组横向保护跳闸压板
3.2.4.3在机组并网正常后将厂用电切至工作厂高变供电, 并投入联动。
3.2.5 发电机并网后，有功负荷增加速度决定于热机增荷速度，无功负荷的增长不受限制，但是应监视定子电压变化。在增加发电机负荷的过程中必须有系统地监视发电机氢温升、铁芯温度、线圈温度、进出水温度等情况。
3.2.6 发电机在加负荷过程中上升速度应均匀, 直到加至额定值。
3.3 发电机运行监视与维护
3.3.1 发电机有功负荷调节的使用权限。
3.3.1.1 在正常情况下，电气无要求对有功负荷进行调节。
3.3.1.2 在事故情况下, 电气应汇报单元长要求汽机配合进行事故处理, 使用时要求汽机在DEH 系统中设定最大的降负荷速度(30MW/min)或根据当时情况来设定降负荷速度。
1 系统振荡或机组失去同步, 必须降低有功负荷时。
2 发电机三相静子电流不平衡超过允许值须进行处理时。
3 外线路有故障，导致发电机过负荷
3.3.2 发电机无功负荷的调节。
当发电机采用SAVR 励磁调节器自动方式时, 调节器A 柜为主，B 柜为从。以恒机端电压为监控量实现无功调节。采用手动方式时，以恒转子电流为监控量实现无功调节。无功负荷的接带以系统电压和功率因素不超限为原则。
3.3.3 发电机在运行中时, 每班应使用转子绝缘监察装置测量一次发电机转子绝缘电阻, 并与以前比较, 一般转子绝缘电阻不应低于5000欧, 当阻值明显变化时, 应检查发电机轴碳刷接触是否良好, 并处理。转子绝缘电阻可用下列公式计算,
转子绝缘电阻=R[V/(V２＋V ３) －1]千欧
式中:R——转子电压表内阻为200千欧
V——转子端电压(伏)
V2——正极对地电压(伏)
V 3——负极对地电压(伏)
3.3.4按时抄录发电机表计, 加强运行分析, 电气检修车间和发电部电气专业定期进行以下分析工作。
3.3.4.1 测量定子测温元件的对地电压, 监视是否有电腐蚀现象。
3.3.4.2 分析比较静子端部冷却水温差及线圈温升。
3.3.5 每班接班后第二小时做好发电机台帐, 每二小时准点应对发电机本体运转层检查一次, 发电机并列后升负荷时增加做该发电机台帐一次。以上工作过程 发现异常, 应立即汇报班长、值长及时处理。
3.3.6 每星期一(8-16)班对检漏仪各点校验核对一次, 应将数值记录在台帐内。
3.3.7 每班按巡回检查制度规定, 对发电机及励磁系统进行检查, 检查内容除按配电装置项目外, 根据设备的特点应着重检查下列项目。
3.3.8 发电机
3.3.8.1 检查检漏仪指示应正确, 现场各部压力表, 温度表指示正常, 水冷却系统管道法兰处无渗漏。
3.3.8.2 检查静子端部线圈无变形、漏胶、漏黑色半导体漆, 绑线无松驰, 绝缘引水管无抖动磨损情况, 无结露渗漏、无绝缘磨损的黄粉出现。
3.3.8.3 电刷均压弹簧按置牢固, 电刷不过热, 接触良好, 无冒火、卡涩、跳动等现象, 滑环无发热变色。并对发电机电刷罩壳等进行清擦。
3.3.8.4 发电机无绝缘焦臭味, 无渗水现象, 地面无杂物。
3.3.8.5 励磁回路按励磁规程有关条文规定做好励磁回路的重点检查。
3.3.9 发生外部短路故障后, 应对发电机进行检查, 检查发电机静子线圈无变形, 绑线垫块无松驰脱落, 绝缘引水管无渗漏水现象, 灭磁开关无电弧烧伤痕迹。
3.4 发电机减负荷解列停机
3.4.1 发电机解列前, 有功负荷由汽机调节逐渐降到零, 电气值班员根据静子电压情况相应降低机组无功负荷近于零, 拉开机变开关与系统解列。
3.4.2 正常解列停机前, 应将机组的厂用工作电源切换至备用电源供电, 并合上主变中性点接地闸刀。
3.4.3 机组正常解列按下列步骤进行。
3.4.3.1由单元长联系主控“机组准备解列”。
3.4.3.2由汽机将有功负荷降至零, 电气将无功负荷降近于零(防止进相, 一般为2000-3000千乏) 。
3.4.3.3 拉开机变开关。
3.4.3.4 待转子电流近于零时, 拉开发电机灭磁开关。
3.4.3.5 检查DNS 盘上“220kV 母差回路不平衡电流＜50mA ”
3.4.3.6 停用调节器。
3.4.4 发电机正常解列后, 解除“ETS 电跳机”压板及横向保护压板。
3.4.5 测量发电机绝缘电阻并记录。
3.4.6 根据检修需要, 将机变励磁系统转冷备用或检修。
3.4.7 发电机解列后, 应保证发电机定子通水半法时后方可停用定子冷却水。
3.4.8 发电机事故处理时解列操作步骤:
3.4.8.1紧急解列:手揿“紧急停机”按钮, 解列发电机。用保护动作跳开机变开关, 厂高变次级开关及励磁开关, 并去启动机炉横向保护。
3.4.8.2 减负荷解列:
1 汇报值长, 通知汽机在DEH 系统中设置最大降负荷速度, 同时切换厂用电。
2 注意负荷变化, 调节有、无功负荷近于零。
3 手动拉开发电机开关。
4 完成前二项后也可直接揿“紧急停机”按钮解列。
4 发电机停机期间的注意事项
4.1 发电机内充满氢气时，密封油系统仍应进行常规的监视维护，密封油排烟风机和主油箱排烟风机应维持运行，抽去可能逸入排油系统的氢气。氢气报警系统应投入运行。
4.2 停机期间发电机内氢气湿度取决于机座周围的温度。为改善相对湿度，可向外排出一些氢气，并从供氢系统补充新鲜氢气。
4.3 停机期间发电机内充满空气时，需留意结露。供氢管应切断，防止氢气进入发电机。
4.4 停用发电机水、氢、油系统程序为：首先应停用内冷水，再进行氢冷却水停运，然后进行排氢置换。密封油系统的停运应在氢气置换后进行。
4.5 如发电机暴露在冻结温度以下，氢气冷却水应彻底排干，防止冻裂。
4.6 发电机每运行2个月以上的停机，应对发电机定子水回路进行反冲洗，以确保水回路畅通。
4.7 对停机时间较长的发电机，定子线圈中的水应放尽吹干。
4.8 备用中的发电机及其全部附属设备，应进行必要的维护和监视，使其经常处于完好状态，随时可以启动。
4.9 当发电机长期处于停机状态时，应采取适当措施防止线圈受潮。并保持线圈温度在＋5℃以上。 5 发电机不正常运行和事故处理
5.1 发电机不正常运行
在发电机冷却水正常状态下, 事故情况发电机静子线圈短时过负荷运行, 必须严格控制不超过以下规定, 同时也允许转子线圈相应过负荷, 具体规定如下:
过负荷运行时, 应密切注意发电机各部份温度不超过规定值, 监视发电机各部温度上升趋势, 并可适当减少无功负荷, 但不得使发电机力率过高。
5.2 发电机静子线圈或出水接头某测点温度明显升高, 与线棒的平均温度差大于10℃时, 应立即汇报值长和派人到现场检查有无异常及异味, 同时联系热工来人校验该测量装置指示是否正确, 并密切注意该点温度不得超过限额值, 若温差继续增大14℃或该点温度超过限额值, 应降低发电机的无功及有功负荷, 并定点显示该点温度变化是否随负荷电流变化, 此时应向有关领导汇报, 决定静子水回路是否运行中反冲洗。
在上述处理过程中, 若有异常情况, 应立即将发电机紧急解列。
5.3 当发电机静子水回路进行反冲洗时应注意以下几个问题:
5.3.1 冲洗 前应控制发电机的静子电流不大于5500A, 联系值长解除发电机断水保护。
5.3.2 在反冲洗切换过程中提醒汽机值班人员控制发电机各部进水压力不得超过正常压力, 并注意转子不得断水和静子塑料王管不得失水。
5.3.3 在冲洗过程中加强对发电机各部温度监视, 不得超过规定值。
5.3.4 冲洗完毕后, 应立即恢复发电机的水冷却系统, 并联系值长投入发电机的断水保护。
5.3.5在反冲洗过程中, 若有异常情况, 应立即将发电机紧急解列。
5.4发电机定子线圈或导水管漏水
5.4.1现象:
5.4.1.1定子线棒内冷水压升高。
5.4.1.2氢气漏气量增大，补氢量增大，氢压可能降低，水箱排氢量超过正常值。
5.4.2处理:
5.4.2.1从发电机排污门放出液体，化验水分来源，判断是否内冷水泄漏。
5.4.2.2检查内冷水箱顶部气表内有无气体。
5.4.2.3如漏水属实，则应立即停机。
5.4.2.4发电机断水跳闸后，应迅速查明原因，恢复供水，无其它异常情况时，尽快恢复并列运行。
5.4.2.5“定子线圈两端水压降大”表明在同样的进水压力下流量减少，应查明原因，设法消除，可提高进水压力、增加流量，观察是否恢复正常，必要时适当减少负荷或停机处理。如果定子线圈有杂质堵塞，应及时对定子线圈进行反冲洗。
5.5 发电机运行中发现定子铁芯个别温度突然升高时, 应立即查明原因并予以消除, 此时应比较发电机的进风和出风温度差是否正常, 有无明显增加, 如铁芯温度显著升高的同时, 发电机进风出风温度也显著增加, 应迅速转移负荷, 停机处理, 若随着进出风温差和铁芯温度显著升高的同时, 又出现“定子接地”时应将发电机紧急解列。
5.6 运行中发电机静子或转子部份表计指示消失或失常时, 应参照其余的仪表进行监视, 此时不应盲目对发电机进行调节。联系检修立即来人处理。
5.6.1 有功表指示失常, 可以由静子电流表, 电压表, 无功表等估算出有功负荷, 并通知汽机监视汽轮机进汽量, 并通过大功率表或DAS 内的功率表进行监视, 以利运行。
5.6.2 转子电流表指示失常, 可根据发电机无功表, 定子电压表, 转子电压表来监视。
5.6.3 若表计压变回路故障, 静子电压表, 有功表, 无功表指示失常, 此时应加强监视, 静子、转子电流不可超限, 并通知汽机监视汽轮机进汽量以控制负荷。
5.6.4 电流互感器二次回路故障(开路), 有功表、无功表、静子电流表指示失常, 此时应立即通知继电保护班, 并监视转子电压、电流表及静子压表, 立即汇报值长, 通知汽机监视汽轮机进汽量, 必要时, 尽可能降低负荷。如一相或二相断线, 可监视正常相电流表。
5.7 发电机三相静子电流不平衡超过规定值
5.7.1 若不是表计失常引起, 应于2分钟内降低静子电流, 使之不超过规定范围, 同时加强对发电机各部温度的监视, 特别是转子出水温度, 并不超过限额。如2分钟内温度异常升高, 且不平衡电流无法控制在限额内, 应紧急解列停机。
5.7.2 若静子不平衡电流值较大, 当判明为机变开关接触不好, 回路断线或系统非全相运行引起(此时多台机组会同时有电流不平衡现象), 如由系统引起, 应及时汇报单元长, 迅速消除, 若不能消除, 则减负荷解列停机。
5.8 发电机的事故处理
5.8.1 发电机发生剧烈的震荡或失去同期
5.8.1.1 现象
1 静子电流表的指针来回剧烈摆动并超过正常值。
2 有功表, 无功表指针剧烈摆动。
3 发电机静子电压表指针剧烈摆动, 并低于额定值。
4 励磁回路表计指针在正常值附近摆动。
5 发电机本体发出与表计摆动一致的节奏鸣声。
5.8.1.2 处理
1 若振荡是系统引起, 发电机自动励磁调节器投入运行时, 可任其动作, 如采用手动励磁方式时, 应尽可能增加励磁电流, 并立即告老厂值长, 请迅速消除振荡。
2若振荡系本台机组力率过高引 起(振荡频率与系统相反), 可降低有功, 增加无功, 以利同期, 若经上述处理仍不能进入同期, 则汇报值长, 将故障发电机紧急解列。
5.8.2 发电机静子接地
5.8.2.1现象
1 “发电机静子接地”光字牌亮, 或压变开口三角电压表有指示。
2 消弧线圈电流表有指示。
3 发电机三相对地电压不平衡。
5.8.2.2 处理
1 定子接地保护动作跳开发电机开关解列
2 若是在次谐波引起的，应汇报单元长，迅速减负荷停机。
5.8.3 发电机转子接地
5.8.3.1 转子绕组接地报警处理
转子绕组接地报警后，应切换转子对地电压，估算出转子绝缘电阻，并立即汇报并通知检修人员，并作如下项目的检查和处理：
a) 分别测量直流正负极对地电压，确定接地的程度。
b) 检查发电机滑环碳刷及直流进线软连接部分是否正常，是否有明显接地现象；
c) 检查发电机转子大轴接地碳刷是否正常；
d) 检查励磁柜内一、二次回路是否良好，柜内是否有明显接地异常现象。
转子发生一点接地后尽快设法消除，在处理过程中要防止人为两点接地，无法消除时应尽快停机处理，以防止发生第二点接地时造成设备损坏。
5.8.3.2 当发电机发生转子一点接地时, 查询是否由于人员误碰励磁回路引起。
5.8.3.3 测算转子绝缘电阻是否小于2000欧, 应对转子系统回路进行检查, 并可逐台轮流停用整流柜, 寻找故障点。如接地点在转子内部或在转子外电路, 但需停机才能处理时, 则报告值长, 由总工程师决定是否停机。
5.8.3.4在寻找转子一点接地的过程中, 如发现机组有欠磁或失步情况时, 则认为转子已由一点接地发展成二点接地, 或伴随着发电机漏水, 均应该将该发电机紧急解列。
(转子两点接地的主要象征是:转子电流增加, 转子电压及发电机无功降低, 情况严重时, 可能会引起机组剧烈震动, 机组呈失步状态, 有周期性异声。)
5.8.4 发电机失磁
5.8.4.1 现象
5.8.4.1.1 无功表指针反向越过零位, 有功表指示较正常值低。
5.8.4.1.2 静子电流表指示升高并有周期性摆动。
5.8.4.1.3转子电流表, 电压表作周期性摆动, 其速度比静子电流慢(未失去同步前, 转子电压、电流表到零或近于零) 。
5.8.4.2 处理
5.8.4.2.1 失磁保护动作跳开发电机开关解列。
5.8.4.2.2 如保护拒动, 应将发电机紧急解列。
5.8.5 当发电机主开关外部发生长时间短路, 且静子电流表的指针甩足, 静子电压剧烈下降, 如果发电机的保护装置拒绝动作, 应立即将该发电机紧急解列。
5.8.6 如发电机个别冷却器漏水, 则应联系汽机将其隔绝, 此时应对发电机各部温度加强监视, 不得超限运行。
5.8.7 如发现检漏仪板上有黑色半导体漆, 则可能是由于静子线圈冷却水管堵, 引起线棒过热, 使线圈内半导体漆流出。应减负荷, 申请解列停机处理。
注:检漏仪测点布置
5.8.8 机变220kV 侧非全相运行
本期工程除二台出线开关为分相式外，其余开关均为三相互动式，故机变开关出现非全相的可能很小，只作为事故处理的补充。
5.8.8.1 现象
1当一相未断时, 发电机电流表指示情况:
注:有两相电流相等或近似相等而另一相电流为零或近似为零。
2 当两相未断时发电机电流指示情况:
注:有两相电流相等或近似相等且为另一相电流的1/2左右。
3 “负序过负荷”光字牌可能亮。
4 接地变电流表可能有指示(仅供参考) 。
5 负序电流有指示。
5.8.8.2 处理
1 机变并列增加有, 无功后, 密切注视发电机三相电流对称情况, 当确证开关有一相或二相未合上时, 应将机变开关解列, 查明原因经处理正常后, 方能将此开关再行并列。
2 当电气事故、继电保护动作 跳闸, 而机变开关拒动时，应立即停用发电机侧母线, 确证母线无电压后拉开故障开关两侧闸刀隔离之。
3 发电机正常解列时, 要求机炉能够维持发电机同步转速, 电气值班人员拉开机变开关并确证三相断开后, 再通告汽机打闸, 锅炉熄火, 一旦解列过程中出现机变开关非全相运行情况, 若发电机组能维持同步转速, 可经同期将该发电机立即重新并网, 汇报值长听候处理。
4 发电机解列过程中, 出现非全相情况, 且由于发电机组不能维持同步转速而重新并列, 或发电机在正常运行中出现非全相情况, 应立即将该发电机主开关手动拉闸一次, 如不成功, 而此时发电机三相电流表指示不平衡差值达3500A, 或负序电流表指示达0.85A, 并伴发负序过负荷信号确证负序分量很大时, 立即汇报单元长要求拉开母联开关的该母线上的出线，将该发电机所在运行段220kV 母线停电。
5 如因机炉设备异常而需要停机时, 值班人员应按单元长令解列停机, 尽量防止用横向保护动作跳机变系统的操作。
5.9. 当机内氢气纯度低于96％时，应进行排污，同时把新鲜氢气补充到发电机内，使机内氢气纯度和湿度达到正常范围内。
5.10运行中当机内氢气湿度超过允许值，用排污补氢方法处理无效时，应从下列几个方面查找原因，加以消除：
5.10.1复查新补氢气的湿度是否合适。
5.10.2检查从排污管排放的液体中水份的含量并鉴别水份的来源。
5.10.3检查氢气冷却器有无漏水情况。
5.10.4检查主油箱中有无存水，并取样化验油中含水量。
5.10.5运行中若从排污门放出的液体中水占主要成份，而且从水质化验和其它异状判定是氢气冷却器漏水时，应降低发电机负荷，关小冷却水入口门，减少漏水量，再逐个查明漏水的冷却器，在不停机情况下停用漏水冷却器用铜楔堵塞铜管。
5.11氢冷却器故障退出运行，在保证冷氢温度不超过48℃时，机组所带负荷，见1.2.10的规定。
5.12 水冷系统的不正常运行及处理
5.12.1 发电机冷却水温度高于40℃, 但出水温度及发电机静子线圈、铁芯等各部温度均未超过时, 可以不降低发电机出力, 但应查明原因, 设法降低进水温度。
5.12.2 离子交换器出水电导率高：应先通过人工化验方法核实离子交换器出口电导率应在1.5us/cm以下，否则应更换树脂。如电导率仪故障，告检修处理。定子线圈进水电导率高：电导率高达5us/cm时，应检查流经离子交换器的水量是否过小、树脂是否失效。当电导率高达9.5us/cm，应设法改换水质，使之符合规定标准。
5.12.3 运行中的发电机, 如果在相同的进水压力下, 静子线圈, 端部线圈冷却水流量降低时,(如静子线圈冷却水流量至正常值的85%),应加强对发电机各部份温度的监视, 严格控制各部份温度不超过正常运行值。并汇报值长通知汽机检查是否由于下列情况引起:
5.12.3.1 冷却器滤网不清洁——切换滤网清洗。
5.12.3.2 静子线圈冷却水流量降低——检查是否由于冷却水系统阀门开不足或门芯脱落引起。
5.12.4 发电机静子线圈不允许断水运行, 运行中发生断水情况不得超过30秒, 愈时保护未动作, 应将
该发电机紧急解列。
5.13关于主汽门关闭后横向保护不动作的处理：
由于汽机的主汽门关闭后限位接点不到位，而无法发出信号以及动作汽机保护，致使横向保护不能正常动作，给运行处理带来了一定的难度，针对此情况作如下处理规定：
5.13.1 可以不解列, 但应降低发电机无功, 监视其它表计的变化。
5.13.2 若要停机则判断条件为:
5.13.2.1 P=0
5.13.2.2 汽机有主汽门关闭信号, 不论是一只二只全来
5.13.2.3 确认主汽门已关闭
符合以上条件, 汇报值长，由值长下令发电机解列。电气可揿”紧急停机”按钮, 解列发电机, 并作其它的有关停机操作。