煤气发电分厂电气运行规程.doc

嘉峪关思安节能技术有限公司煤气发电分厂 电 气 操 作 规 程（试行）2012年 12 月目 录第一篇 发电机组运行规程11 发电机组概述11.1 发电机组技术规范11.2 发电机各部位允许振动值11.3 发电机定、转子各部分温度和温升的限值11.4 检温计位置及数量21.5 空气冷却器22 励磁系统的技术规范32.1 调压范围32.2 励磁调节装置32.3 励磁系统的主要性能32.4 励磁调节器42.5 励磁系统的控制及保护53 发电机组的启动、停止操作及维护63.1 发电机的启动63.2 发电机的升压、并列83.3 发电机的解列、停止93.4 发电机启停操作注意事项93.5 发电机操作规定103.6 发电机运行中的检查、监视、调整103.7 发电机的有关规定113.8 发电机集电环、电机碳刷运行规定134 发电机组励磁系统的投入运行134.1 励磁系统投运前具备的条件134.2 励磁系统投运前的试验144.3 励磁系统投运前的检查144.4 励磁系统运行中的检查144.5 励磁系统的操作规定及注意事项144.6 励磁调节器的控制方式154.7 励磁调节器操作方式154.8 励磁系统功能165 发电机异常现象及事故处理175.1 发电机事故处理175.2 发电机的异常现象及处理225.3 励磁系统异常现象及处理26第二篇 变压器运行规程291 主变及厂用变压器技术规范291.2 主变压器技术规范291.3 厂用变压器技术规范292 变压器的操作及运行维护292.1 变压器的投入运行292.2 变压器的运行及维护312.3 变压器运行中的规定323 变压器的异常现象及事故处理333.1 变压器的事故处理333.2 变压器的异常情况及处理35第三篇 厂用电运行规程391 厂用配电装置技术规范391.1 厂用10kV开关技术规范391.2 400V开关技术规范392 厂用电运行操作及维护392.1 厂用电运行方式392.2 厂用配电设备的投入运行402.3 厂用配电设备的维护412.4 厂用配电设备的操作442.5 开关柜设有的联锁462.6 厂用电系统的有关规定482.7 厂用配电装置操作原则及注意事项493 厂用配电装置异常现象及事故处理503.1 厂用配电装置事故处理503.2 在用配电装置异常现象及处理52第四篇 电动机运行规程561 厂用电动机运行操作及维护561.1 厂用电动机的投入运行561.2 厂用电动机的维护561.3 厂用电动机运行中的有关规定571.4. 熔断器的选择原则582 电动机的异常现象及事故处理592.1电动机事故处理592.2 电动机的异常及处理60第五篇 电抗器运行规程631 电抗器技术规范631.1 电抗器额定参数632 电抗器运行中的规定及维护632.1 电抗器的投入运行632.2 电抗器的运行及维护643 电抗器的异常现象及事故处理653.1 电抗器的事故处理653.2 电抗器的异常情况及处理66第六篇 电力电缆的运行规程671 电缆的运行及维护671.1 电缆投入运行前应具备的条件671.2 投入运行前应做的试验671.3 电缆运行中的有关规定671.4 运行中的维护682 电力电缆的事故处理68第七篇 直流系统运行规程691 蓄电池、智能高频开关电源技术规范691.1 蓄电池、智能高频开关电源692 直流系统的运行及维护692.1 投入运行前应具备的条件692.2 直流系统应做的试验692.3 直流系统运行中的维护692.4 蓄电池的检查及维护702.5 直流系统的操作原则702.6 直流系统运行中的有关规定713 直流系统异常现象及事故处理723.1 直流系统的事故处理723.2 直流系统异常现象及处理73第八篇 UPS系统运行规程751220V交流不停电装置（UPS）的运行751.1UPS系统概述751.2 UPS系统的运行方式751.3 UPS系统的运行要求751.4 UPS切换逻辑751.5 UPS逆变器输出与旁路电源输入的同步条件761.6 UPS装置投运前检查761.7 UPS运行中的检查与维护761.8 UPS运行监视762 UPS异常运行及事故处理77第一篇 发电机组运行规程1 发电机组概述发电机为中国长江动力公司生产的QF-30-2型汽轮发电机组，发电机定子绕组采用星形接线，采用机端静止自并激有刷励磁方式，发电机出口电压为10.5kV，定子引出线与主变压器、厂用变压器、励磁变压器及电压互感器采用封闭母线相连。发电机采用空气冷却，配置有4组空气冷却器。发电机出线端子数目为6个，定子绕组按规定旋转方向相序为A、B、C（U、V、W）。1.1 发电机组技术规范型号QF-30-2额定容量37.5MVA额定功率30MW定子电压10.5kV定子电流2062A额定转速3000r/min功率因数(迟相)0.8励磁电压193.5V励磁电流391.6A冷却方式空气冷却接法Y相数3相频率50Hz绝缘等级F级(按B级考核)励磁方式自并激静止可控硅定子并联支数6冷却功率800KW强励时间10s发电机总重量79.05t发电机定子重量47t发电机转子重量17.5t发电机转动方向从汽端视顺时针方向生产厂家中国长江动力公司生产日期2012 年3月1.2 发电机各部位允许振动值发电机与汽轮机组成轴系在额定转速下运行时，轴承座在水平、垂直两个坐标方向的允许振动值（双振幅）0.025mm，轴振振动值（双振幅）0.076mm。临界转速离开额定转速的15%，通过临界转速时，轴承座及轴振振动值分别小于0.15mm。发电机定子绕组端部、机座、端盖及所有结构件的自振频率保证避开基频和倍频，以防止产生共振。临界转速避开额定转速的15%，并有足够的裕度。1.3 发电机定、转子各部分温度和温升的限值1）发电机轴承排油温度不超过65，轴瓦金属最高温度不超过80，在发电机内定子绕组端部附件，设置灭火水管，水路的端头引出机座外。2）发电机允许的温度限值规范部件测量方法容许温度极限值()定子绕组电阻温度计120转子绕组电阻法110定子铁芯电阻温度计120集电环红外线测温仪120发电机进风电阻温度计20-40冷却器进水温度电阻温度计20-33轴瓦密封瓦温度电阻温度计903） 各耐热等级绝缘材料的极限温度（）耐热等级YAEBFHC极限温度901051201301551802201.4 检温计位置及数量1) 定子线圈层间埋置6只电阻测温元件，其型号为Pt100；定子铁芯埋置6只电阻测温元件，其型号为Pt100，并将所有测温元件接至本体接线盒。2) 测量轴瓦温度用卡套式端面热电阻。3) 每个端盖（或端罩）和定子机座上温度最高点处均不少于1个温度计。4) 在空气冷却器进、出风处各装有电阻温度计。5) 各轴承上装设测量油温的温度计，并在回油管上设有视察窗，在各轴瓦上还有遥测温度和极限信号的元件。1.5 空气冷却器1) 冷却介质在运行时，机内空气相对湿度不大于50，配备加热器装置保证停机时，机内的空气相对湿度低于50。2) 在进水温度不超过33时，能保证冷却后的气体温度不超过40。3) 空气冷却器按照工作水压不低于166600Pa设计，试验水压不低于工作水压的2倍。4) 空气冷却器的设计能使一个冷却器因清洗而停止工作时，至少能担当电机2/3的定额负载连续运行，电机不允许超过温升。2 励磁系统的技术规范1) 励磁系统采用南京励磁系统工程有限公司产品，励磁方式为自并激静止可控硅励磁系统，采用双微机励磁调节装置。当发电机额定励磁电流和励磁电压不超过其额定励磁电流和励磁电压的1.1倍时。励磁系统保证能连续运行。2) 自动励磁调节装置能在-5+40环境温度下连续进行，也能在湿度最大的月份下，月平均最大相对湿度为90%，同时该月平均最低温度为25的环境下连续运行。2.1 调压范围1) 励磁调节装置能保证发电机从空载电压额定值的70%110%的范围内稳定、平滑地调节，机端励磁电压调差率不大于5%，静差率不大于1%。2) 励磁系统手动调压范围能从20%空载励磁电压到110%额定励磁电压范围内稳定平滑的调节。3) 在全部调节范围内能均匀地、平滑地稳定调节。4) 励磁系统具有短时过载能力，强励磁倍数不小于2，允许强励时间为10秒。5) 励磁系统响应比（V）即电压上升速度，不低于2倍/秒。6) 励磁系统故障引起的发电机强迫停机率不大于0.5%。7) 所供的励磁系统能保证发电机正常工作。8) 强励顶值电压2倍额定励磁电压。2.2 励磁调节装置1) 发电机转子回路设有过电压保护。2) 励磁自动调节器性能可靠，并具有手动回路。3) 采用自并激静止可控硅励磁方式，励磁变压器选用干式变压器，由励磁制造厂家配套。F级绝缘、绕组导体为铜。励磁变压器有静电屏蔽及装设必要的监视和保护装置，并能满足当发电机端电压降至80%时仍有2倍强励的能力，其长期输出电流不小于1.1倍的额定励磁电流。4) 励磁调节装置用电压互感器采用微机双通道励磁调节器。每通道均带手动，自动控制。发生故障时自动，无扰动地切换至备用通道。5) 励磁调节器具有与DCS的硬接口和数字通信接口。6) 在空载额定电压下，当电压给定阶跃响应为5%时，发电机电压超调量不大于阶跃量的30%；，振荡次数不超过3次，发电机定子电压的调整时间不超过5秒。2.3 励磁系统的主要性能1) 励磁系统满足机组在发电、进相等工况下运行的各项技术要求。2) 励磁系统设备能提供2倍额定励磁电压和2倍额定励磁电流，持续时间不小于10s。3) 励磁系统的电压响应时间：满足高起始响应规定（0.1秒）。4) 在发电机空载运行状态下，自动励磁调节器的给定电压调节速度不大于额定压电1%/s，不小于额定电压0.3%/s。5) 在发电机空载运行状态下，频率值变化额定值的1%，自动电压调节器系统保证发电机电压的变化值不大于额定值的0.25%。6) 励磁系统自动电压调节器能保证发电机励磁电压在发电机空载额定电压的70%110%的范围内进行稳定、平滑调节。手动控制单元能保证发电机励磁电压在不大于空载额定励磁电压的20%到额定励磁电压的110%的范围内进行稳定、平滑地调节。调压精度不大于额定电压值的0.2%（自动）。7) 在空载额定电压下，当电压给定阶跃响应为5%时，发电机电压超调量不大于阶跃量的30%；，振荡次数不超过3次，发电机定子电压的调整时间不超过5秒。8) 发电机零起升压时，自动电压调节器保证定子电压的超调量不超过额定值的10%，调节时间不大于10秒，电压振荡次数不大于3次。9) 在下述厂用电源电压及频率偏差范围内，励磁系统能保证发电机在额定工况下长期连续正常工作：a. 交流电压偏差范围为额定值为-15%至+10%，频率偏度范围为额定值的-6%+4%.b. 直流220V系统，电压偏差范围为额定值的-20%+10%。10) 当励磁电流在小于1.1倍的额定励磁电流下长期运行，励磁绕组两端所加整流电压最大瞬时值不超过出厂工频试验电压幅值的30%。11) 发电机甩额定无功功率发电机电压不超过额定值的115%。12) 在任何情况下，励磁系统保证励磁绕组两端所加的整流电压最大瞬时值不超过出厂试验时该绕组对地耐压试验电压幅值的70%。13) 励磁系统故障引起的发电机强迫停机率不大于0.1%，2.4 励磁调节器1) 励磁调节器采用双通道微机励磁调节器，每通道均带自动和手动控制。并分别具有恒压、恒无功、恒功率因数、恒励磁电流控制方式。两通道正常时一路工作，另一路热备用，发生故障时，能自动地、无扰动地切换至备用通道并闭锁故障通道。2) 微机励磁调节器具有以下功能：a. 远方和就地给定功能b. 电压互感器断线保护c. 功率因数控制器d. 过励磁限制e. 过励磁保护f. 低励磁限制g. 电力系统稳定器（PSS）h. V/H限制及保护a. 高起始励磁系统应有过流保护3) 励磁调节装置具有自动/手动切换功能4) 励磁调节装置具有自动跟踪功能，能在自动和手动之间以及通道1和通道2之间自动跟踪并且能无扰动地切换。5) 微机励磁调节器能在发电机空载额定电压的70%11%范围内进行平滑、稳定的调节。6) 手动控制单元保证下限小于发电机空载励磁电压的20%，上限不低于额定电压的110%，调压上限可设置，并满足机组调试时零起升压的要求。7) 微机励磁调节器保证发电机调压精度优于0.2%。8) 励磁调节器具有与分散控制系统（DCS）的硬接口和数字通信接口，实现控制室内对励磁调节器的远方控制，采用通用的、开放的通信规约。2.5 励磁系统的控制及保护1) 对发电机的电压、无功功率及励磁电流的调节可在就地及中控室进行。2) 励磁系统可就地操作和远方操作。3) 励磁系统装设下列信号：a. 功率整流装置故障信号；b. 电压互感器断线保护动作信号；c. 励磁控制回路电源消失信号和励磁调节装置工作电源消失信号；d. 励磁调节装置故障信号；e. 稳压电源消失或故障信号；f. 触发脉冲消失信号；g. 调节通道自动切换动作信号；h. PSS故障信号；i. 强励动作信号；j. 低励限制动作信号；k. 过励限制动作信号；l. 电压/频率比率限制动作信号。4) 可靠性励磁系统强行切除率不大于0.1%。因励磁系统引起发电机强迫停运次数不大于0.25次/年。自动电压调节器（包括PSS）投入率不低于99%。3 发电机组的启动、停止操作及维护3.1 发电机的启动3.1.1 发电机启动条件1) 检查检修工作或检修工作票已注销，检修人员已离开现场。2) 完成发变组启动前应做的各项试验，并合格。3) 厂用工作、备用电源处于正常状态。4) 按继电保护及自动装置运行规程规定检查发变组保护装置、发变组故障录波装置正常。5) 主辅设备无影响运行的缺陷。3.1.2 发电机禁止启动条件1) 发电机变压器组主保护不能正常投入运行。2) 主变压器漏油严重。3) 发电机、主变压器及高压厂用电抗器绝缘不合格。4) 厂用工作电源不能正常工作。5) 同期装置不正常。6) 发变组真空断路器开关泄压严重。7) 发变组故障录波器不能正常工作。8) 发电机电压互感器、电流互感器不能正常工作。9) DCS不能执行远方控制。3.1.3 发电机启动前或检修后检查项目1) 检查发变组及其相关系统或设备的工作票全部注销,安全措施已全部拆除，即接地刀闸（或接地线）、短路线及临时安全措施全部拆除,安全标示牌全部收回，常设遮栏全部恢复，并有检修后的详细书面交待。2) 检查继电保护定值及保护传动试验，发电机交、直流耐压试验，自动调节励磁装置试验，联锁试验合格。3) 检查发变组主开关、励磁系统各开关拉、合、联跳试验合格。4) 检查测量二次回路绝缘电阻，定子、转子绕组相间和对地绝缘电阻合格。5) 检查发电机、励磁系统本体完整、各部螺丝固定牢固、周围卫生合格、灭火器齐全完好。冷却器无堵塞、水压正常。6) 检查发电机及励磁系统一、二次回路接线完整、正确、牢固与图纸相符，标志齐全正确。7) 检查发电机各部温度巡测仪器正常、完好。 8) 检查中央信号装置动作正确，信号齐全。9) 检查自动准同期装置接线正确，各元器件完好。10) 检查继电保护室环境良好、灭火器齐全、通风良好。11) 检查发电机滑环碳刷在刷握内应活动自如，弹簧压力均适中，与大轴接触良好。12) 检查封闭母线各部完整。13) 检查发电机电压互感器、避雷器正常，一、二次保险器完整、接触良好，灭火器、标志齐全正确、柜门和室门能锁好，室内环境符合设备运行条件。14) 检查各信号、保护电源及控制电源良好，符合运行条件。15) 检查无影响开机的缺陷记录。3.1.4 发电机启动前应做的试验1）测定发电机定子、转子，主变压器高压侧、电抗器绝缘电阻。2）发变组断路器开关拉、合试验：其合闸条件：a. 发变组断路器远控。b. 发变组断路器储能正常。c. 发变组断路器控制回路未断线。d. 发变组断路器合格。其分闸条件：a. 发变组断路器远控。b. 发变组断路器控制回路未断线。c. 发变组断路器储能正常。d. 发变组断路器合格。3）励磁系统灭磁开关的拉、合试验。其合闸条件：a. 无磁场开关保护跳闸信号。b. 无发变组保护跳闸信号。c. 2950r/min发电机转速3050r/min（检修短接转速接点）。其分闸条件：a. 发变组断路器在分闸位置。b. 厂用电10kV工作电源开关拉、合试验。c. 信号系统的试验。d. 发变组大小修后或必要时做保护传动试验。注：1. 做发变组开关拉合试验前，发电机I、II母刀闸必须在拉开位置，10kV工作电源小车开关必须放在试验位置，投相应的保护压板。3.1.5 机组启动中的准备工作1) 发电机开始转动后，即应认为发电机及其全部设备均已带电。2) 发电机启动当转速升至1200转/分时，应进行如下检查：a. 发电机碳刷在刷握内活动正常、无跳动。b. 发电机声音正常。3) 检查主变高压侧刀闸在断开位置，合上主变中性点接地刀闸。4) 选择主变各冷却器的运行方式及工作电源方式，送上主变冷却器电源。将选择开关切至“自动”位置。5) 检查各PT一次保险已给好，且小车在工作位置，合上二次小空开。6) 合上整流柜交流侧刀闸。7) 检查整流柜冷却器正常。8) 将发电机励磁调节器恢复为远控。9) 检查发-变组保护投入正确，故障录波器已投运正常。10) 检查电抗器保护投入正确。11) 检查母差保护跳发-变组出口开关压板已压上。12) 合上发变组控制电源、信号电源小空开。13) 确认发变组出口开关在“分闸”位置。14) 合上发变组出口刀闸。3.2 发电机的升压、并列3.1.1 允许操作条件1) 主变中性点接地刀闸在“合闸”位置。2) 励磁、保护装置无异常信号。3) 发变组开关、电抗器厂用段侧开关、灭磁开关均在断开位置。4) 各开关无异常信号。5) 励磁装置在远控位置。6) 接地刀闸在“分闸”位置。7) 发变组隔离开关在“合闸”位置。8) 汽轮机转速3000转/分定速。3.1.2 合上发电机灭磁开关，灭磁开关合闸状态返回。3.1.3 投起励电源，起励电源合闸。3.1.4 起励后发电机定子电压建压正确，如选择AVR方式则励磁调节器AVR投入，发电机定子电压建压至95%Ue，通过AVR调整发电机电压至额定电压，空载电压、励磁电流等在正常范围内。如果选择手动FCR方式，则需在DCS上操作“增磁”按钮升发电机电压至95%Ue。当发电机电压95%UN时，投入自动准同期装置（ASS）。3.1.5 自动准同期装置投入，自动准同期装置鉴定发电机运行参数符合并网条件（电压差、相位差和频率差），发变组开关保护正常且在远控位置。3.1.6 发变组开关合闸。发变组开关合闸状态返回，所有自动装置复位并确认所有开关位置变位信号。3.3 发电机的解列、停止3.3.1 发电机解列前的准备工作允许操作条件：a. 励磁系统无异常信号。b. 保护装置无异常信号。c. 发变组开关、厂用和备用开关、励磁开关状态在远控位置。3.3.2 发电机的解列1) 允许操作条件a. 有功至零。b. 无功至零2) 发变组开关分闸并确认分闸状态返回。3) 降发电机定子电压至零。4) 发电机电压经DCS起动逆变灭磁降压至零。5) 拉开灭磁开关并分闸状态返回。6) 退出励磁调节器。7) 所有自动装置复位并确认所有开关位置变位信号。3.3.3 发电机的停运1) 发变组解列后，如果不立即并网，发变组退出备用。2) 拉开发变组出口刀闸。3) 将10kV工作电源小车开关拉至“试验”位置。4) 拉开整流柜交流、直流侧刀闸。5) 拉开发电机PT二次小空开。6) 停用主变冷却系统。7) 拉开主变中性点接地刀闸。8) 拉开发变组系统各开关控制信号开关。3.4 发电机启停操作注意事项1) 压上机组碳刷或调整碳刷不许戴手套。2) 刀闸操作时必须戴绝缘手套。3) 发变组与系统并列或解列前必须合上主变压器中性点接地刀闸。4) 发变组操作前后必须检查发变组主开关确在分闸或合闸位置。5) 机组转速达到3000转/分，机组并列条件满足后，合上发变组I母或II母刀闸。6) 发电机升压时注意观察励磁电流、电压变化，发电机电压不超过额定值。7) 做好非同期并列的事故预想。8) 检查自动准同期并列装置的工作情况。9) 发电机解列时做好发生非全相的事故预想。10) 发变组解列前应先将10kV厂用电源倒为备用电源带。11) 发电机升压过程中，其三相电压应平衡，静子电压无突变现象，12) 厂用电源并列切换前，必须检查是否在同一系统并经同期鉴定，防止造成非同期并列。13) 解列时注意酒钢变电站运行方式。14) 发电机紧急解列过程中注意人身安全，防止设备损坏。15) 保证厂用电源供电可靠性，确保安全停机。3.5 发电机操作规定1) 发电机并列应得值长令。2) 发变组与系统并列一般采用自动方式。3) 发电机有功功率表、无功功率表到零、电能表停转后，才能拉开发变组出口开关。 4) 汽轮发电机转速达到大于2900转/分时，经确认，按预选控制方式启动顺序控制。5) 发电机励磁投入方式应采用“自动”方式且在“远方”位置。6) 在升压过程中如发电机，励磁回路，主变或电抗器有异常现象，应立即停止升压进行检查，待查明原因后经总工批准，方可继续升压。7) 发电机并列必须满足下列条件：a. 待并发电机的电压与系统电压近似或相等（误差不大于5%最大不超过10%）。b. 待并发电机的周率与系统的周率相等（误差不大于0.1Hz）。c. 待并发电机的相位与系统相位相同（误差不大于15度电气角最大不超过20度）。d. 发电机大修或同期回路变动后，必须验证两系统相序一致。e. 发电机并列应采用自动准同期法进行，当该装置或DCS因故不能使用时，禁止进行并列，并汇报有关领导。3.6 发电机运行中的检查、监视、调整3.6.1 发电机运行中的检查：1) 发电机、励磁系统及冷却系统各部参数正常，相互关系正确；发变组保护装置及发变组用故障录波器运行正常。2) 发电机出、入口风温、定子线圈和铁芯温度应正常。3) 各部温度不超过规定值，且无局部过热现象。4) 封闭母线微正压装置运行正常。封闭母线导体最大温度为90，外壳最大温度为70(环境温度40)，外壳最大温升为30。5) 检查空气冷却器有无渗漏水现象，各温度表计指示是否正常。6) 检查发电机电流、电压互感器有无异常声音及放电现象，进水或空气受潮情况。7) 转动部分无异音，振动不超过允许值，无局部过热，滑环碳刷无过热、变色，无跳动、过短、冒火、卡涩、破裂现象，接地碳刷接触良好。3.6.2 发电机运行中的监视1) 发电机在额定参数下可以长期连续运行，正常运行中应监视发电机的各项参数不超过额定值；发电机定子电流三相是否平衡。2) 根据发电机各参数，进行运行分析，及时发现异常情况。3) 监视发电机、励磁变各部温度、温升不超过允许值。4) 发变组保护装置、故障录波器、自动励磁调节装置正常运行，备用调节通道跟踪正常。3.6.3 无功功率的调整1) 励磁调节器应自动调整发电机无功功率，若不能满足要求可以手动调整。2) 机组正常运行时按调度下达的负荷曲线，监视发电机的有功、无功负荷，在调整负荷时必须注意电压、电流、有功、无功之间的联系，考虑其相互影响。3) 调整机组有功、无功负荷时，保证发电机的出力。4) 发电机运行中电压变化范围在额定值的5%以内，而功率因数为额定时，其额定容量不变，当发电机电压高于额定值，所带无功功率的高限，应以电流长期允许值不超过额定值为限，发电机的最低运行电压，取决于运行稳定性的要求，一般不应低于额定值的90%。5) 当发电机电压升高5%，定子电流应降低额定值的5%，当电压降低5%，定子电流可提高额定值的5%，当发电机定子电压低于额定值的95%以下时，定子电流不得超过额定值的105%。但任一相电流值不超过额定值。6) 发电机功率因数一般不应超过迟相的0.95，必要时可以在功率因数为0.98的条件下运行。但时间不得过长，以免破坏发电机的稳定运行。同时应使其定子和转子电流不超过当时进风温度下所允许的数值。3.7 发电机的有关规定3.7.1 发电机在每次启动前，必须对发电机转子及其轴瓦摇测绝缘，并把每次摇测绝缘的日期、环境温度及所测结果详细记入绝缘记录本中，如不合格及时联系检修处理。3.7.2 停机24小时及以上、再次启动前或在冷态下启动，用500V兆欧表测量发电机转子绝缘电阻，用2500V兆欧表测量主变高、低压侧、电抗器绝缘电阻及吸收比，并与以前记录值进行比较，判断电机绝缘是否合格。3.7.3 测定发电机定子、转子，主变压器高压侧、厂高变压器低压侧、励磁回路绝缘电阻，发电机绝缘电阻的规定如下：1) 发电机定子绕组在1030时，其对地及相间绝缘电阻，用2500V兆欧表测，应不小于按下式所求得的数值：=Un(1000+Sn/100)且R60/R15 1.3 式中： R-绝缘电阻值(M)Un-定子额定电压(V)Sn-发电机额定容量(kVA)并将绝缘电阻值与前次测量结果相比较（在同样的温度和空气湿度的情况下），如有显著降低时（如降低到以前测量结果的1/3至1/5），应查明其原因并将其消除；2) 用500V兆欧表测量发电机励磁回路及转子绕组对地绝缘电阻，其绝缘电阻值不得低于1M；3) 用1000V兆欧表分别测量发电机中间板与轴承座及地板之间，轴承进油口中间法兰与轴承座及法兰之间，轴承座与法兰之间，轴承回油口中间法兰与轴承座及法兰之间的绝缘电阻不低于1M（在机组大小修期间进行）；4) 以上测绝缘电阻低于规定值时，是否允许投入运行，应由电气专工批准。3.7.4 发电机正常运行时，频率应保持在50Hz，其变化范围不得超过0.2Hz，最大允许变化范围0.5Hz，在此范围内出力不变，异常情况下按调度规定执行。3.7.5 加负荷过程中应加强对发电机各部温度的监视和分析，发电机并列后接带负荷时，均应对发电机、主变、电抗器等设备及回路进行详细检查。3.7.6 发电机允许在三相电流不平衡负荷运行，但静子各相电流之差不得超过额定值的8%，且最大电流不得超过额定值。3.7.7 发电机的额定功率因数0.80。3.7.8 发电机在额定功率因数、电压变化为5%和频率变化范围为0.2Hz时，可连续输出额定功率。3.7.9 当功率因数低于额定值时，转子电流不应超过额定，当功率因数升高时，发电机功率由汽轮机的功率而定，此时定子电流不得超过额定值。3.7.10 发电机电压允许在额定值的5%范围内变化，此时静子电流可相应变化5%。在功率因数为额定值时，其出力保持不变，而电压的最大变化范围不得超过额定值的10%，在电压降低到额定值的90%时，电流不得超过额定值的5%，应密切注意发电机各部分的温度。3.7.11 发电机不允许失磁运行。3.7.12 发电机不允许进相运行。（未做进相试验前）3.7.13 发电机不允许异步运行。3.7.14 汽轮发电机的功率因数和频率为额定值时，及其电压与额定值的偏差不超过10%时。本型汽轮发电机可以在降低功率因数情况下运行，但此时转子电流不得大于额定励磁电流，并且其视在功率也需相应减少。3.7.15 发电机停机或故障跳闸时保护装置、打印机、后台机、发变组故障录波器不允许退出运行，检查或检修时按工作票要求退出运行。3.7.16 发电机停机或故障跳闸时电压互感器应在工作位置，检查或检修时按工作票要求拉至检修位置。3.8 发电机集电环、电机碳刷运行规定1) 运行中的发电机集电环，每逢星期一后夜班清扫一次；2) 如遇大风过后，立即将发电机碳刷清扫干净，并检查各部分运行是否正常；3) 运行过程中，应每小时对电刷、刷握及集电环的清洁度及温度进行检查，若有积垢及时用刷子清扫或用吹风机吹干净，确保电刷在刷握内活动自如。每次发电机停机后的下一个班组，应彻底清理、吹扫电刷和集电环；4) 电刷不得磨损太短，规定不得短于40mm，每次更换电刷不得超过每极全部电刷的三分之一，新换电刷的型号应一致，并研磨好接触面，接触面达到70%的接触面积。5) 运行中更换电刷时应注意：a. 操作者必须对地绝缘。当励磁系统有一点接地时，尤应特别注意；b. 操作者严禁同时触及两极导电部分。工作时穿工作服，衣袖要小，并在手腕处扣住。女工必须将辫子或长发卷在帽子内；c. 不得在同一集电环上混用不同牌号的电刷；6) 集电环表面无变色、过热现象，其温度应不大于105；7) 电刷冒火时，应与班长联系后再进行调整处理。8) 对发电机集电环还应检查：a. 各电刷无火花，压力均匀，对个别发热的电刷应降低压力；b. 电刷在刷握内无跳动、过短、损坏、碎边等，弹簧及铜辫子完整，不断线，接触紧固，无发热现象；c. 刷握与刷架清洁，无歪斜及短路、接地现象；d. 各电刷的电流分担是否均匀，有无过热现象；4 发电机组励磁系统的投入运行4.1 励磁系统投运前具备的条件1) 励磁系统工作票全部结束，安全措施已拆除。2) 完成励磁系统启动前应做的各项试验。3) 励磁系统及其附属设备正常。4) 检查励磁变绝缘电阻合格，具备投入条件。5) 无故障信号。6) 对设定值的任何改变都经过检查和测试4.2 励磁系统投运前的试验1) 发电机开关联跳灭磁开关试验正常。2) 灭磁过电压保护传动试验正常。3) 灭磁开关拉合试验正常。4) 风机启停、通道切换；远方就地切换试验正常 4.3 励磁系统投运前的检查1) 控制和电源柜已准备好待运行且适当的锁定。2) 灭磁开关的控制电源及调节器电源已送电。3) 无故障信号。4) 励磁系统切换到自动方式。5) 发电机到额定转速。6) 调节柜内各通道端子接线牢固。7) 整流柜、灭磁开关内无异物，接线牢固。8) 过电压保护屏上远方/就地开关在“远方”位置。9) 调节柜管理机各参数、状态指示正确。4.4 励磁系统运行中的检查1) 无限制器动作。2) 工作调节器的给定值没有达到限制值。3) 通道跟踪到位切换是准备好的。4) 励磁电流发电机电压和无功功率是稳定的。5) 就地无故障信号及风机运行正常，无异音及发热。6) 微机通道及模拟通道上各电源及信号灯指示正常。7) 各控制柜内一二次接线牢固，无发热现象。8) 整流柜上各信号、表计指示正常。9) 灭磁开关位置正确且无异音及发热。10) 过电压保护屏上各开关位置正确，转子电压、电流指示正确。11) 过电压保护装置运行正常。4.5 励磁系统的操作规定及注意事项1) 机组运行中禁止将自动启励开关切换至“手动”位置。2) 机组运行中禁止将手动逆变开关切换至“逆变”位置。3) 发变组升压至额定电压后检查励磁变带负荷正常。4) 机组运行中禁止将远方/就地开关切换至“就地”位置。5) 正常运行情况下励磁调节器两台整流柜同时投入运行。6) 发电机在升压过程中发现异常现象，应立即停止升压操作、进行检查，必要时将电压降至零，待查明原因并消除后，方可继续升压至额定值。4.6 励磁调节器的控制方式1) 自动电压调节AVR，为常规调节模式，在DCS画面上选择“电压调节”按钮，进入机端电压调节AVR模式。设有PT断线、脉冲丢失检测等保护功能。2) 磁场电流调节FCR，在DCS画面上选择“电流调节”按钮，进入磁场电流调节FCR模式。在电压反馈量故障时，调节器AVR方式自动切换至FCR方式。在正常情况下，可由AVR方式手动切换至FCR方式。3) 恒无功调节，在DCS画面上选择“恒无功”按钮，进入恒无功调节模式。其设定为只能在AVR方式发电机组并网后，由AVR方式进入。4) 恒功率因数调节，在DCS画面上选择“恒功率因数”按钮，进入恒功率因数调节模式。其设定为只能在发电机组并网后，由AVR方式进入。4.7 励磁调节器操作方式1) 选择“远方操作”按钮，调节器只接受DCS画面上的操作，屏蔽现地操作。2) 选择“现地操作”按钮，调节器只接受现地操作，屏蔽DCS画面操作。3) 起励方式采用残压起励,当残压太低时,用起励电源就可确保起励成功。4) 零起升压操作a. 进入人机界面其它设置画面，选择零起升压功能投入。检查人机界面显示的电压预设值为10。b. 建压后，可通过增减磁按钮调节机端电压。5) 加减磁操作a. 可在近方或远方加减磁操作。b. 加减磁操作仅对运行通道有效。c. 加减磁接点有防粘连功能，加减有效时间为4S。6) 逆变灭磁a. 有停机令或将调节器面板上的整流/逆变开关打到逆变位置,在机组解列、定子电压小于10逆变灭磁。b. 功率柜操作，本柜投入/退出开关在退出位置时,表示本柜脉冲被封锁,不输出电流。7) 风机开停操作a. 风机开停操作是自动进行的,面板上的开停按钮仅在试验时用。b. 开机前,F1F2按钮标签应为A开B开。c. 当本柜电流大于100A时,自动开启风机；当本柜电流小于50A时,自动停风机。8) 灭磁柜操作，在灭磁柜操作面板上按F1进入灭磁开关操作画面,可对灭磁进行操作。4.8 励磁系统功能1) 运行方式a. 恒发电机机端电压的自动调节器功能b. 恒发电机转子电流的自动调节器功能c. 叠加的恒无功调节d. 叠加的恒功率因数调节2) 通道跟踪与切换功能a. 系统重新上电后，默认“通道跟踪”功能投入。如果要改变设置，进入“其他设置”画面，进行选择。b. 跟踪功能投入，非运行通道总是跟踪运行通道。如：A通道运行，B通道都跟踪A通道；B通道运行，C通道都跟踪B通道。3) 限制功能a. V/f限制。b. 过励限制。c. 欠励限制。d. 定子电流限制。e. 最大场电流限制。f. 最小场电流限制。4) 监测功能a. PT断线。b. 电源故障。c. 调节器软件故障。d. 调节器硬件故障。e. 脉冲故障。f. 整流桥故障报警。g. 转子过热报警。h. 励磁变超温报警。i. 通讯故障报警。5) 保护功能a. V/f保护。b. 整流桥内部短路跳闸。c. 整流桥过载跳闸。d. 转子过热跳闸。e. 转子接地跳闸。f. 转子过电压跳闸。g. 转子过流保护。h. 失磁保护。i. 励磁变过流保护。j. 励磁变超温跳闸。6) 系统电压跟踪功能a. 系统重新上电后，默认系统电压跟踪功能退出。b. 当选择系统电压跟踪功能投入时，还须满足下列条件才能进行系统电压跟踪。c. 发电机未并网、系统电压大于80、本通道运行。7) 灭磁系统的智能控制a. 测量励磁电压、励磁电流。b. 计算转子绕组温度。c. MK动作计数、可控硅跨接器动作计数。d. 试验录波功能。e. 显示灭磁柜运行状况。5 发电机异常现象及事故处理5.1 发电机事故处理1）发电机遇到下列情况之一，应紧急解列a. 发电机内部有摩擦声、撞击声或振动突然增大，超过规定值。b. 发电机内部冒烟或着火。c. 发电机、主变压器、励磁变压器或厂用电抗器故障，保护装置拒动。d. 发电机外部发生长时间的短路故障，保护未动作，发电机三相电流突然增大不返回。e. 汽机运行人员通知汽轮机危险，同时发电机有功负荷降为零。f. 发电机电压互感器、电流互感器冒烟、着火时。g. 发电机系统发生直接威胁人身及设备安全的危急情况时。2） 发电机出现下列情况之一者，应申请将发电机解列停机a. 励磁系统发生接地无法消除时。b. 自动励磁调节器故障，原因不清，无功负荷带不上，功率因数在0.95以上。c. 封闭母线接地无法消除。d. 发电机局部严重过热、经采取措施无效。e. 发电机绝缘过热监测器过热报警时、经采取措施无效。3）发电机自动跳闸现象：a. 发电机主开关、励磁开关、厂用分支开关跳闸。b. 系统频率降低，电压异常。c. 控制屏及发变组保护装置上出现对应的信号。处理：a. 检查厂高备变压器自动投入及带负荷情况。b. 确认开关跳闸，同时检查并记录各保护动作的情况，以判断故障的性质及范围。c. 查明是否人员误操作、保护误动或二次回路工作引起跳闸，可不进行内部检查，重新并列。d. 若是发电机内部故障、应由主保护动作跳开发变组各开关及励磁开关，如果该跳闸的开关拒动、应立即手动拉开。e. 拉开相应刀闸采取安全措施，测发电机绝缘及进行全面检查并作好记录。未经电气专工的同意不准将发电机并入系统。f. 若主开关跳闸时发生非全相，开关失灵保护启动切除故障，如失灵保护不动作，应立即拉开母联开关及与发电机连接在同一母线上的所有开关。g. 切除故障后恢复和酒钢变电站正常运行方式。4） 发电机非同期并列现象：a. 机组出现强烈振动，内部发出吼声。处理：a. 立即将发电机解列，对发电机全面检查，并测量绝缘电阻。b. 通知检修对发电机全面检查。c. 通知汽机对汽轮机进行全面检查。d. 查明非同期并列原因并消除，确认发电机及其所联设备无问题后，可重新并列。5）发电机振荡或失去同步现象：a. 机组鸣音。b. 励磁调节器进入强励状态。处理：a. 若励磁调节器自动方式运行，强励动作不要手动调整发电机无功功率，减少部分有功负荷，监视机组是否拉入同步。b. 若为手动方式运行可增加无功负荷，同时通知汽机减有功负荷，使之拉入同步。c. 采取上述措施无效，若故障发生一分钟，机组仍不能拉入同步，应按值长令解列发电机。d. 如为系统故障引起则可按调度命令进行处理。6）发电机定子接地现象：a. 出现“发电机定子接地”光字信号及保护装置上对应的信号，并伴有预报警铃声。处理：a. 立即将厂用电源倒至备用电源带，以区分接地点在发电机侧还是10kV厂用电侧；b. 若“发电机定子接地”信号仍未消除，应立即查明接地点；c. 若接地点在发电机内部或变压器低压侧及其引线端，应立即解列停机，停止主变运行；d. 若接地点在发电机外部，应尽快查明原因，将其消除，在未消除前，允许发电机在一点接地的情况下运行时间不得超过两小时；7）发电机冒烟着火现象：a. 机壳内部、端盖发现冒烟或有火烟焦味。处理：a. 立即将发电机解列，汇报值长。b. 通知汽机维持转速300转/分左右，以免大轴弯曲。c. 迅速向机内充水。d. 通知消防队及有关领导。8）发电机不对称过负荷现象：a. 出现“不对称过负荷”信号。b. 机组声音异常、振动。c. 温度明显升高。处理：a. 检查线路有无非全相现象，如由于系统运行所致，应汇报值长，按值长命令执行。b. 加强对发电机振动，发电机转子绕组及铁芯温度的监视，不得超过允许值，否则，应减少负荷，调整温度至正常值，如不能恢复，应将发电机解列。c. 如某相电流指示超过额定值应迅速降低有功负荷，使之在额定值内运行。如三相电流之差大于额定值10%，则应降低有功负荷。如转子线圈温度有明显升高，则降低无功负荷运行。如其不平衡引起转子过负荷倍数、时间超过规定值，则立即解列停机。9）发电机温度高现象：a. 发电机定子线圈、铁芯温度超过允许值。b. 转子线圈温度异常升高。c. 产生负序电流，定子三相电流可能不平衡。d. 机组振动可能增大。处理： a. 检查发电机三相电流是否对称。b. 同正常情况进行比较核对表计。c. 检查冷却水温、压力、流量是否正常。d. 如以上检查均无异常，应适当降低发电机无功负荷，无效时再降低有功负荷。e. 监视发电机各部温度。f. 若因内部故障导致温度不断升高，则应请示值长停机处理。g. 如各项检查正常，仅温度巡测仪指示升高报警，应严密监视其它参数的变化情况，同时联系热工人员校验表计。10）发电机升不起电压现象：a. 升压时定子电压异常。b. 励磁电流、电压异常。处理：a. 若励磁电压、电流正常，