发电机及励磁系统运行规程.doc

海量资料 超值下载发电机及励磁系统运行规程1 概述1.1 华京热电1、2号发电机为上海电气集团股份有限公司制造的QF-60-2型三相、二极、隐极式转子同步汽轮发电机，发电机出口电压为10.5kV，由汽轮机直接驱动，其旋转方向从汽轮机头向发电机看为顺时针。1.2 发电机采用循环密封通风系统：发电机轴向两端进风，对发电机进行冷却，热风从下部出来，进入空气冷却器进行热交换，冷却下来的风再从两端进入发电机，形成循环风路。集电环采用空气冷却：两集电环间的同轴离心式风扇对集电环及电刷进行通风冷却。1.3 发电机励磁系统采用机端自并励静止励磁系统（上海发电设备成套设计院DERS6S 1D-H05-75/30型），主要包括：励磁变压器（ZSCB10-630）、整流柜（UNL13300）、灭磁柜、励磁调节器(ABB公司)、过电压保护装置等。2 发电机设备技术规范2.1 发电机技术数据表名 称单位参数发电机型号QF-60-2额定容量SNMVA75额定功率PNMW60最大连续输出功率PmaMW额定功率因数COSN0.8（滞后）额定定子电压UNkV10.5额定定子电流INA4124额定频率fNHz50额定转速nNr/min3000额定励磁电压UfNV216额定励磁电流IfNA951额定空载励磁电压UfNV67.2额定空载励磁电流IfNA340.8接线方式YY冷却方式空冷励磁方式静态自并励效率h98.38短路比0.527电枢绕组电阻（75）0.00251315%励磁绕组电阻（75）0.191515%失磁异步运行能力MW30失磁异步运行时间min15进相运行能力MW50（0.95）进相运行时间h持续一阶临界转速r/min1252二阶临界转速r/min3578垂直mm0.025水平mm0.025轴向mm0.025垂直mm0.076水平mm0.076轴向mm0.076定子线圈端部振动幅值mm0.25定子线圈铜耗Qcu1kW67定子铁耗QFekW142励磁损耗QfNkW166短路附加损耗QdkkW100机械损耗QmkW380总损耗QkW915定子线圈绝缘等级F转子线圈绝缘等级F定子铁芯绝缘等级F定子线圈额定工况温度120定子线圈极限温度125转子线圈额定工况温度120转子线圈极限温度115定子铁芯额定工况温度120定子铁芯极限温度120定子端部结构件允许温度120发电机进口风温40发电机出口风温702.2 励磁系统技术数据表名 称单位参数励磁变压器型式三相干式型号ZSCB10-630容量kVA630电压初级kV10.5次级kV0.42电流初级A60次级A866频率Hz50相数3接线组别Yd11绝缘方式环氧浇注绝缘等级F级（B级温升考核）绝缘耐受电压kV15冲击电压高压侧kV75低压侧kV35工频耐受电压（1分钟）高压侧kV42低压侧kV3防护等级IP22冷却方式自然冷却（AN）效率%99电压阻抗%68正序阻抗%68噪音水平dB(A)70过负荷能力kVA长期110%变压器保护信号超温报警超温跳闸可控硅整流装置晶闸管制造商ABB晶闸管型号5STP24H2800整流桥支路数2整流柜数量2晶闸管通态平均电流A2625晶闸管正反向重复峰值电压V2800单桥长期输出能力1000单桥强励输出能力1500单桥停风机输出能力/时间350/30min功率柜噪音60整流柜结构冷却方式风冷AF额定负荷时整流柜损耗kW10快速熔断器型号-170M6501生产厂家-丹麦BUSSMANN额定电压V1100额定电流A1400励磁调节器调节器微机型号ABB电压调整范围%5130调压精度%0.1强励倍数倍2允许强励时间S10采样精度(A/D位数)16采样方式(交流直接采样/整流采样)交流直接采样控制计算调节周期ms3.3移相范围度0-180电压响应时间S上升0.08下降0.15升压方式软起励频率响应范围Hz5500灭磁开关制造商ABB型号E2N/E-MS1250断口数量3断弧电压(提供保证值)V1200额定电压V1000(DC)额定电流A1250额定直流极限断开电流kA30灭磁开关寿命（第一次大修前）次50000操作电压VDC220灭磁电阻及过电压保护灭磁电阻型式ZnO灭磁电阻工作能容MJ1灭磁控制电压值V800整组非线性系数0.4过电压保护容量MJ12.3 发电机空气冷却装置技术数据表项目单位参数型号QKCW1200-108T6空气冷却器数量个6空冷器进水压力MPa0.3循环水量t/h180空冷器进水温度33空冷器出水温度65发电机进口风温40发电机出口风温70空冷器散热能力KW12003 发变组电气保护3.1 发变组微机保护组成3.1.1 保护分屏原则：1) 发变组整套保护共组三面屏，第一套保护组一面屏（A屏），第二套保护组一面屏（B屏），本体非电量保护、110kV开关操作箱（包括电压切换装置，且该操作箱能够完成开关的跳、合闸操作，以及跳、合闸线圈回路的监视功能）及打印机等组一面屏；2) 每面保护柜配置各自独立的保护出口；3) 保护柜的出口跳闸回路，分别动作开关不同的跳闸线圈。3.1.2 A/B屏(RCS-985A)保护压板投退保护名称压板编号正常运行投入状态主变差动保护1LP1投用主变相间后备保护1LP2主变接地零序1LP3主变中性点刀闸合上时投该压板，断开时退出。主变间隙零序1LP4主变中性点刀闸断开时投该压板，合上时退出。高厂变差动1LP5投用高厂变高压后备1LP6投用高厂变A分支后备1LP7投用高厂变B分支后备1LP8投用发电机差动1LP10投用发电机相间后备1LP11投用发电机匝间1LP12投用定子接地零序电压1LP13投用定子接地三次谐波1LP14投用定子对称过负荷1LP17投用定子负序过负荷1LP18投用发电机失磁保护1LP19投用发电机失步保护1LP20投用发电机过电压保护1LP21投用过激磁保护1LP22投用发电机逆功率保护1LP23投用发电机频率保护1LP24投用发电机误上电保护1LP25投用发电机启停机保护1LP26投用励磁速断过流保护1LP28投用母线及失灵保护联跳1LP29投用转子接地报警1LP30投用转子接地跳闸1LP31投用跳高压侧开关线圈1TLP1投用解除失灵复压闭锁1TLP3投用关主汽门1TLP5投用闭锁热工1TLP6投用跳灭磁开关11TLP7A屏投用跳灭磁开关21TLP8B屏投用启动失灵11TLP9A屏投用启动失灵21TLP10B屏投用跳母联1TLP11A屏投用跳母联1TLP12B屏投用停止励磁1TLP13投用减励磁1TLP14投用减出力至稳燃负荷1TLP15退出减出力至信号返回1TLP16退出跳A分支1TLP17投用跳B分支1TLP18投用启动A分支切换1TLP19投用闭锁A分支切换1TLP20投用启动B分支切换1TLP21投用闭锁B分支切换1TLP22投用3.1.3 B屏保护组成同A屏 3.1.4 C屏非电量保护(RCS-974FG)组成保护名称压板编号压板正常投入状态非全相保护8LP1投用非电量延时保护8LP2投用检修状态8LP3退出主变冷控失电起动跳闸8LP4投用热工保护起动跳闸8LP5投用断水保护起动跳闸8LP6投用备用延时起动跳闸8LP7投用主变重瓦斯起动跳闸8LP8投用主变压力突变起动跳闸8LP9主变压力释放起动跳闸8LP10投用主变绕组过温起动跳闸8LP11投用主变油温超高起动跳闸8LP12投用主变备用起动跳闸8LP13主变备用起动跳闸8LP14主变备用起动跳闸8LP15高厂变重瓦斯起动跳闸8LP16投用高厂变压力释放起动跳闸8LP17投用高厂变绕组超温起动跳闸8LP18投用高厂变油温超温起动跳闸8LP19投用高厂变冷却器故障起动跳闸8LP20投用紧急停机起动跳闸8LP21投用励磁变温度过高起动跳闸8LP22投用励磁系统故障起动跳闸8LP23投用备用跳闸起动跳闸8LP24备用跳闸起动跳闸8LP25备用跳闸起动跳闸8LP26备用跳闸起动跳闸8LP27备用跳闸起动跳闸8LP28备用跳闸起动跳闸8LP29备用跳闸起动跳闸8LP30备用跳闸起动跳闸8LP31跳高压侧-18TLP1投用跳高压侧-28TLP2投用关主汽门8TLP7投用关主汽门8TLP8投用跳灭磁开关8TLP9投用跳灭磁开关8TLP10投用跳厂变A分支8TLP11投用跳厂变B分支8TLP12投用启动厂变A分支切换8TLP13投用启动厂变B分支切换8TLP14投用非全相段跳高压侧8TLP21非全相段跳高压侧8TLP22非全相段启动失灵8TLP23失灵启动动作启动失灵8TLP24投用非全相段启动失灵8TLP25投用失灵启动动作启动失灵8TLP26投用3.2 发变组保护出口方式3.2.1 保护跳闸控制字与出口继电器对应表位出口继电器作用D0本保护投入D1TJ1跳高压侧开关D2TJ2解除失灵复压闭锁D3TJ3关主汽门，闭锁热工D4TJ4跳灭磁开关D5TJ5启动失灵D6TJ6跳母联D7TJ7停止励磁D8TJ8减励磁D9TJ9减出力至稳燃负荷D10TJ10减出力至信号返回D11TJ11跳A分支，启动A分支切换D12TJ12跳B分支，启动B分支切换D13TJ13跳A分支，闭锁A分支切换D14TJ14跳B分支，闭锁B分支切换3.2.2 保护跳闸出口控制字说明保护类型控制字D14D13D12D11D10D9D8D7D6D5D4D3D2D1D0主变差动保护18BF001100010111111零序段一时限0041000000001000001零序段二时限18BF001100010111111零序段一时限0041000000001000001零序段二时限18BF001100010111111零序过压18BF001100010111111间隙零序过流18BF001100010111111发电机差动保护18BF001100010111111匝间保护18BF001100010111111复合电压过流I段18BF001100010111111定子接地保护18BF001100010111111定子过负荷定时限0401000010000000001定子过负荷反时限18BF001100010111111负序过负荷定时限18BF001100010111111负序过负荷反时限18BF001100010111111失磁I段1A01001101000000001失磁II段18BF001100010111111失磁III段18BF001100010111111失步保护18BF001100010111111过压I 段18BF001100010111111过压II 段18BF001100010111111过励磁定时限I 段18BF001100010111111过励磁定时限II 段0101000000100000001过励磁反时限18BF001100010111111逆功率保护18BF001100010111111程序逆功率保护18BF001100010111111低频保护0001000000000000001过频保护0001000000000000001启停机差动0119000000100011001启停机零序电压0119000000100011001误合闸00BF000000010111111断路器闪络I 段0095000000010010101断路器闪络II 段00BD000000010111101励磁过流段18BF001100010111111励磁过流段18BF001100010111111励磁过负荷定时限18BF001100010111111励磁过负荷反时限18BF001100010111111外部故障0059000000001011001高厂变差动18BF001100010111111厂变过流段18BF001100010111111厂变过流段18BF001100010111111A分支过流段30BF011000010111111A分支过流段2001010000000000001A分支零序段30BF011000010111111A分支零序段2001010000000000001B分支过流段48BF100100010111111B分支过流段4001100000000000001B分支零序段48BF100100010111111B分支零序段4001100000000000001非电量189B0011000100110113.3 发变组保护交直流电源配置3.3.1 每面保护柜引接两路220V直流电源，该电源均可在各保护柜手动切换；两套保护装置的直流电源应取自不同蓄电池组供电的直流母线段，各保护柜的电源均相互独立，互不交叉。3.3.2 每面保护柜的进线电源可不装设自动开关，直接供电给各CPU系统和非电量系统的用电。3.3.3 每个CPU系统电源和非电量系统电源应分别设有小型直流自动开关。3.3.4 管理机和打印机电源采用220V UPS电源，另设有小型交流自动开关。3.3.5 除打印机电源外，各自动开关均应设有监视，并可发出断电信号。3.4 发变组保护装置有关规定3.4.1 发变组保护装置由省调管辖，装置的投退、试验和修改定值等工作需经省调值班调度员批准。3.4.2 保护的投退由运行人员投退硬压板实现. 软压板的投退只能由保护人员通过修改执行。3.4.3 发变组电量保护装置A、B套双套配置，非电量保护一套，正常时三套保护同时投入运行。3.4.4 正常运行时，严禁随意拉合屏中电源开关、投退保护压板。3.4.5 根据主变高压侧中性点接地方式投入零序保护压板。主变高压侧中性点直接接地时，投入主变接地零序保护压板，退出主变间隙零序保护压板。主变高压侧中性点间隙接地时，退出主变接地零序保护压板，投入主变间隙零序保护压板。3.4.6 发变组A柜保护动作至母联开关跳闸线圈，因此A柜投入“跳母联”压板，退出“跳母联”压板。发变组保护B柜保护动作至跳母联开关跳闸线圈，因此B柜投入“跳母联”压板，退出“跳母联”压板。 3.4.7 正常运行时，退出励磁变超温跳闸、高厂变压力释放起动跳闸、主变压力释放起动跳闸压板。3.4.8 发变组保护需解备时，应停用跳母联开关、启动失灵保护压板。4 发电机运行规定4.1 一般规定4.1.1 发电机在正常运行时，不允许超过铭牌的额定数据运行。4.1.2 发电机在额定参数下运行，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前，最高允许监视温度应低于制造厂的规定允许值。4.1.3 发电机三相定子电流正常应相同。当发电机运行负荷不平衡时，如果持续负序电流不超过额定电流的10%，且每相电流不大于其额定电流，允许发电机在此状态下长期运行。4.1.4 在极短时间内，发电机能承受事故不平衡负荷。为了防止负序电流产生的损耗引起转子磁极表面和护环局部过热和烧损，必须严格控制事故不平衡负荷及时间。负序电流的标么值的平方与事故时间的乘积不大于10，即（I2/IN）2t10秒（计算公式）。事故时负序电流的允许值和相应的时间：时间（秒）2.54510I2（%）200158141.41004.1.5 发电机失磁时的异步运行：发电机具有失磁异步运行能力，当电网条件允许时，发电机失磁后应在60秒内将负荷降至60%，90秒内降至40%，总的失磁允许运行时间为15分钟。发电机失磁运行时所带的有功功率最高为25MW，维持时间1530分钟。4.1.6 正常情况下，发电机通过汽轮机打闸后逆功率保护动作解列。4.1.7 严禁发电机只经开关断开，处于长时间的热备用状态。4.1.8 发电机未做进相运行试验之前，严禁进相运行。4.2 电压、频率、功率因数变化时的运行规定4.2.1 发电机在电压变化范围为额定值的5%、频率变化范围为额定值的2%、功率因数为额定值时，能连续输出额定功率，其温升能满足要求。连续运行的最高电压应遵守制造厂的规定；但最大变动范围不得超过额定值的10%（9.45kV11.55kV），并应满足厂用母线电压的要求。4.2.2 当发电机的电压下降到低于额定值的95%时，定子允许长时间运行的电流不得超过额定值的105%（4330A）。4.2.3 发电机的频率正常应维持在50HZ，允许变化范围在0.2HZ以内，最大不得超过0.5HZ。4.2.4 电压升高同时频率降低工况可导致发电机和变压器过磁通量并导致转子绕组过热；电压降低同时频率升高工况可导致发电机旋转部件的机械应力增大。这些因素将引起发电机寿命的缩短，因此要限制这种工况的运行。4.3 发电机短时过负荷运行规定4.3.1 在系统故障的情况下，为保证系统稳定性，发电机允许定子短时过负荷、转子短时过电流运行，但此时发电机的空气冷却装置运行正常，定子电压均应保持在额定值。4.3.2 在额定工况且温度稳定时，发电机能承受1.3倍额定定子电流至少一分钟，允许的电枢电流与持续时间（直到120秒）如下：（每年不超过2次，时间间隔不少于30min）发电机短时过负荷能力：时间（秒）103060120过电流倍数2.261.541.301.164.3.3 在额定工况稳定温度下，发电机励磁绕组能在励磁电压为125%额定值下运行至少一分钟，允许的励磁电压与持续时间（直到120秒）如下：（每年不超过2次， 时间间隔不少于30min）发电机短时过励磁能力时间（秒）103060120励磁电压（%）2.091.461.251.134.4 冷却器与冷却介质的运行规定4.4.1 发电机冷却方式为：空气冷却（封闭式循环通风系统）4.4.2 空气冷却器进出风处均装有电阻温度计。4.4.3 空气冷却器按进水温度38C，冷却器出口风温低于46C设计，单边能承受的压力为0.8MPa。4.4.4 发电机的空气冷却器，所用的冷却水采用开式冷却水冷却，其进水的设计温度最高为38。4.4.5 测温元件的数量和安装位置项 目点 数测 量 部 位测量元件方法（元件类型）定子绕组6定子线圈层间双支三线制Pt100热电阻定子铁心12铁心中部、近励端各6个双支三线制Pt100热电阻热风1空冷却器入口双支三线制Pt100热电阻1发电机出风处就地双金属温度计冷风2空冷却器出口双支三线制Pt100热电阻2发电机进风处就地双金属温度计瓦温1轴瓦双支Pt100 4.4.6 发电机绝缘等级及温升规定定子线圈绝缘等级-F按B级考核转子线圈绝缘等级-F按B级考核定子铁芯绝缘等级-F按B级考核定子线圈额定工况温度90120定子线圈极限温度-120转子线圈额定工况温度73120转子线圈极限温度-120定子铁芯额定工况温度76120定子铁芯极限温度-120定子端部结构件允许温度-1204.4.7 发电机空冷器的设计：当其中1个因故停用时，发电机仍能承担2/3 额定功率连续运行，而不超过允许温升。在5% 冷却管子堵塞时，冷空气温度不超过48，发电机能保持额定功率，而不超过允许温升。4.4.8 空冷系统配备加热装置，以保证停机时机内的相对湿度低于50%。4.5 发电机绝缘电阻的规定4.5.1 发电机经检修或停用期超过2周（雨季超过1周），启动前，应测量发电机定子、转子线圈绝缘电阻合格。测量结果应详细进行登记。特别注意记录环境的温度，以便进行比较。4.5.2 发电机定子回路的绝缘电阻测量应使用2500V摇表测量，最低不低于10M，且与前次所测量数值比较，若测量结果比前次所测数值有明显下降(考虑温度和湿度的变化，如降低到前次的1/31/5)，应查明原因，将其消除。4.5.3 当温度在1030范围内定子绕组吸收比（R60s/R15s）应大于1.3、极化指数（R10min/R1min）应大于2，否则应进行干燥处理。当进行定子绕组介电强度试验时，绝缘电阻值必须达到1000 M（1min时数值）。4.5.4 若绝缘电阻值不符合规定，应采取措施；一时恢复不了，能否投入运行应经生产副厂长批准。4.5.5 严禁用摇表测量励磁系统正负极间绝缘，防止整流管反向击穿。4.5.6 每次所测结果应记入绝缘电阻记录簿内，并汇报值长。4.5.7 转子绕组冷态(20)时绝缘电阻应1M(用500V摇表)。4.5.8 发电机转子绕组绝缘测量步骤1) 检查发电机转速为0或者盘车状态。2) 整流柜交、直流刀闸断开，起励回路断开，励磁开关断开。3) 验明励磁开关上端头无电压后，使用500V摇表在励磁开关上端头进行转子绕组绝缘测量。4) 测量完毕后发电机转子对地放电。5 发电机运行中的监视、检查5.1 发电机运行中的监视5.1.1 声光报警无异常。5.1.2 全面监视，认真分析运行工况。发现异常及时汇报，并做必要的调整。5.1.3 做好各种工况下的事故预想。5.1.4 发电机运行中应严格监视各表计指示正确，各参数不超过规定值，相互关系正确。5.1.5 各刀闸及开关位置反馈与实际位置应相符并且正确。5.1.6 按规定进行运行发电机参数检查，若发现参数异常，加强监视，缩短检查时间，并汇报值长，通知检修。5.1.7 在进行发电机有功、无功调整时，应注意各参数变化情况。5.2 发电机运行中的检查5.2.1 发电机声音正常，无异常噪声、异音。5.2.2 发电机定子绕组温度、铁芯温度等均正常。5.2.3 发电机空冷器出口温度正常，出入口温度差正常；空冷器冷却水压力、温度正常。5.2.4 发电机轴瓦温度、润滑油压油温、轴承振动正常。5.2.5 发电机滑环表面无变色、过热，温度应不高于120；碳刷完整无损，压力正常，无振动、卡涩、松动、冒火、过热，与滑环接触良好；刷辫完好，无过热。5.2.6 发变组保护装置运行正常，各指示灯指示正确，各压板投入正确，各元件无松动、过热、冒烟现象，无保护动作信号。5.2.7 发电机出口PT、CT运行正常，无发热、异常噪音，门锁严密。5.2.8 发电机中性点变柜运行正常，无发热、异常噪音，门锁严密。5.2.9 绝缘母线运行正常，无发热、振动、局部过热。5.2.10 机组周围清洁无杂物；各消防器具完好无损；发电机本体10米内无烟火；警告牌定置齐全。5.3 发电机运行中的维护5.3.1 励磁回路绝缘电阻的检测与维护1) 当励磁回路的绝缘电阻值下降时，必须采取措施使其恢复到允许值以上。发电机励磁回路绝缘电阻值低于0.5 M时的运行，必须经生产副厂长批准。2) 在励磁回路绝缘电阻降低状况下的运行中，至少每两小时检测1次绝缘电阻值。当绝缘电阻值降至4k而且在采取措施无效后，应迅速停机。5.3.2 集电环和碳刷的维护1) 碳刷的直观检查：是否有火花及火花的大小，集电环和电刷装置的温升及噪声情况。当发现碳刷冒火花、碳粉过多、碳刷振动，应按照规定进行维护工作。2) 检查电刷的活动情况。用提刷的方法检查电刷在刷盒内上下活动是否自由，有无卡刷，有无电刷焊附在刷盒壁的现象。若有，应立即研磨电刷和清理刷盒内壁，使电刷恢复上下自由活动的能力。3) 检查弹簧压力是否均匀。各弹簧维持相同的压力是保证电刷稳定工作和各电刷之间的电流均匀分布的重要因素。明显的压力差表现为电刷不同的磨损率。尽可能使压力均匀。4) 检查电刷无异常振动、跳动现象。5) 当运行中的电刷磨损到其顶部仅高出刷盒顶部约5mm时，应更换新电刷。所有的碳刷应采用同一牌号。新电刷开始使用前必须进行磨弧。6) 可用压缩空气清理集电环、刷架装置附近特别是绝缘部件上的碳尘及灰尘，以避免减低励磁回路的绝缘电阻。7) 检查电刷是否有脱辫现象，装配时的固紧部件是否松动，导线是否氧化及是否有烧断股线现象。电刷的接触面要力求和集电环表面相吻合。在运行期间由于发热或振动的影响而使刷握、刷辫的螺钉发生松动时，应立即予以坚固。8) 在集电环上工作注意事项：工作人员必须穿戴绝缘靴，或站在绝缘垫上，不可用手同时接触不同极的导电部分，或一手接触导电部分，一手接触接地部分，所用工具有绝缘柄；工作时，禁止穿短袖衣服，衣袖扣紧，以免被机器绞住；女工应戴工作帽，并将辫子盘在帽内。9) 更换电刷的要求：更换长度少于全长1/3，或有损伤的电刷；更换电刷时注意型号一致，更换前检查其完整性；新电刷打磨应使用玻璃砂布（0、00），电刷与集电环的接触面积应大于总面积的75%，旋转方向的接触长度大于80%以上；每个极的电刷更换数不超过总数量的20%，更换后应加强监视。10) 每周日安排一次滑环、碳刷定期维护工作。6 发电机启动、并列、带负荷6.1 发电机启动前的检查6.1.1 检查新装或大修后的发电机各种试验合格，报告及完工通知单齐全，工作人员撤离现场。6.1.2 检查发电机组所属设备工作全部结束，工作票均已收回，安全措施全部拆除（如特殊要求需保留安全措施应经主管领导批准）。6.1.3 机组各部清洁无杂物，常设遮栏及标示牌恢复正常，消防器材齐全。6.1.4 按规定测量有关绝缘合格。6.1.5 检查发变组继电保护装置符合运行条件，保护压板位置正确。6.1.6 检查母线保护装置符合运行条件，保护压板位置正确。6.1.7 检查发电机组机械连接，电气连接可靠。检查定子机座接地良好。6.1.8 检查润滑油系统投入正常，无漏油、渗油。6.1.9 检查发电机空冷器完好无缺陷，通水正常，清洁无水珠。6.1.10 检查各温度计读数正确。6.1.11 检查集电环通风管道畅通；集电环及大轴接地滑环清洁完整；电刷清洁无损，连接牢固，与滑环接触良好，无卡涩现象，长度均不小于50mm；刷辫完好。6.1.12 检查发电机各CT、PT、避雷器及瓷瓶清洁无损，接线牢固；PT接地装置良好。6.1.13 检查绝缘母线正常无发热、振动、局部过热现象。6.1.14 检查励磁变清洁完整，高、低压侧温控器完好。6.1.15 检查励磁小室清洁，室内通风良好，各元件完好，接线牢固，各柜门已锁闭。6.1.16 检查励磁开关在分闸位置。6.1.17 检查高厂变符合运行条件，中性点电阻柜正常。6.1.18 检查主变符合运行条件。投入主变冷却装置电源，冷却风扇运行正常后投“自动”方式。6.1.19 检查主变中性点刀闸在合位，中性点避雷器、放电间隙正常无损。6.1.20 检查发电机出口开关、主变出口开关在分闸位置，开关无异常，具备运行条件。6.1.21 检查发电机出口刀闸、主变母线侧刀闸在分闸位置，符合运行条件。6.2 发电机启动前的试验6.2.1 按试验规定测量发电机各部绝缘电阻合格（每次测量绝缘电阻前后均应对地放电）。6.2.2 发电机出口开关与励磁开关合、跳闸试验及联锁（试验前发电机出口刀闸必须在分闸位置）。6.2.3 发变组保护传动试验。6.2.4 主变冷却装置电源联锁、各冷却风扇联锁、冷却器全停试验。6.2.5 机炉电联锁试验。6.2.6 大修后配合检修做发电机零启升压、假同期、空载、短路、耐压等试验。6.3 发变组并网（带主变启动）6.3.1 发电机启动前准备工作完毕后，应立即汇报值长。汽机冲转后即认为设备已带电压，任何人都不得在发电机、主变、高厂变回路上进行工作。6.3.2 检查主变中性点刀闸在合位。6.3.3 发电机升速到1000转/分和3000转/分时，应分别检查机组振动、声音、轴承回油温度与轴瓦温度、空冷器冷却水温度等正常。碳刷接触良好，无跳动、卡涩。6.3.4 检查确认发电机出口开关及出口刀闸在合闸位置。6.3.5 检查确认高厂变低压侧开关均在断开位置。6.3.6 确认主变出口开关在断开后远方电动合上主变母线一侧刀闸。6.3.7 发电机并列条件1) 发电机与系统电压相等，电压差不超过5%Ue。2) 发电机与系统频率相等，频率差不超过0.1Hz。3) 发电机与系统电压相位一致。4) 发电机与系统相序一致。6.3.8 进行发电机升压，发电机检修后开机升压，调压器应投手动，升压正常后转自动工况。发电机升压时，转子电压、电流和定子电压、仪表读数应平稳上升，没有波动，定子电压升至10500伏,转子电流应340安。检查发电机定转子回路无接地，检查同期装置投入，按操作票进行并列操作，若发电机电压失控或定子回路出现异常电流，应立即拉开励磁开关，查明原因。6.3.9 发电机自动准同期并列操作1) 接值长令，可升压并网。2) 检查发电机转速达3000转/分。3) 检查励磁操作画面上“现场操作投”灯灭，“励磁开关分闸”灯亮。4) 检查AVR通道完好，无报警信号。5) 检查励磁操作画面上“允许自动/手动方式投”灯亮。6) 按下励磁操作画面上“自动方式投”按钮，查励磁操作画面上“自动方式投”灯亮。7) 按下励磁操作画面上“合上励磁开关”按钮，查“励磁开关合闸”灯亮。8) 按下励磁操作画面上“投入励磁”按钮，查“投入励磁”灯亮。查20秒左右发电机电压升至额定值。发电机升压过程中应检查：电压升至XXXkV，自动切换为励磁变励磁，AVR自动控制，并监视各仪表指示正常；约经22秒，电压自动升至10kV。 9) 检查定子三相电压相等，定子三相电流为零，空载励磁电流（340A）、空载励磁电压正常（67V）。10) 检查发电机转子正对地电压，负对地电压正常。11) 检查发变组出口开关同期装置电源投入正常。12) 将同期方式选择开关切至“设置”，选择控制方式为“远方”。13) 将同期方式选择开关切至“工作”，按复位键，进入同期并网程序。14) 检查同期操作画面上“自动同期装置准备就绪”灯亮。15) 按下同期操作画面上“自动同期允许DEH”按钮。16) 检查汽机来“DEH允许自动同期”灯亮。17) 按下同期操作画面上“自动同期投入”按钮。18) 检查同期表上电，并网条件满足：电压差不超过4.%Ue，频率差不超过0.1 Hz。19) 按下同期操作画面上“自动同期启动”按钮。20) 检查发变组出口开关已合上，复位发变组出口开关。21) 检查发电机已带初负荷（有功及无功）。22) 检查发变组出口开关同期装置电源自动切断。23) 汇报值长“发电机已并网”。24) 检查发电机各参数正常。25) 检查发电机振动正常，发变组无异常声音。26) 主变中性点刀闸按调度命令执行。6.3.10 发电机并网注意事项1) 机组转速2950r/min后才能投入励磁。2) 注意避免汽轮机转速过高引起发电机电压升高。3) 升压过程中，监视发电机定子三相电流和电压。由于升压中后期，发电机接带励磁变，会有定子电流，当电压升至额定值时电流约为5A。发电机定子三相电压应平衡，电压升至额定值时为10.5kV。4) 升压过程中，各参数应符合发电机空载特性曲线，空载励磁电流为340A，空载励磁电压为67V。发现异常应立即按下励磁操作画面上“退出励磁”按钮停止励磁。5) 并网时，若对系统发生较大冲击，应查明原因并对发变组详细检查；冲击无法消除时，应紧急解列发电机。6) 并网后，根据调度命令合上或拉开主变中性点刀闸，零序保护按要求投入。7) 带低负荷阶段应注意无功负荷的调整，不要引起发电机进相。8) 并网后对发变组系统进行一次详细检查。特别注意冷却装置的介质参数无异常。9) 发电机负荷20MW左右，机组无异常情况，且稳定运行后，切换6kV厂用供电。10) 发电机带额定负荷时，应对发变组本体及一、二次回路作详细检查。6.3.11 防止发电机非同期并网注意事项1) 机组并网之前，若发现主开关控制回路有故障，或者直流220V接地时，应立即断开主开关控制电源，退出励磁，进行检查。2) 机组长时间不能并网时，应断开发电机出口刀闸；3) 做假同期试验时，应加强检查、联系，确认出口刀闸在断开位置。4) 发电机并列操作应使用自动准同期装置。6.4 发电机启动（主变不停）6.4.1 汽机冲转至3000转后检查确认发电机出口开关在分闸位置，合上发电机出口刀闸。6.4.2 应主变、高厂变未停，无需进行主变中性点接地刀闸相关操作及厂用电切换。6.4.3 其余注意事项同6.3。7 发电机的解列停机及停机期间的维护7.1 发电机的解列停机原则7.1.1 正常运行时，解列发电机应通过关闭主汽门，使机组逆功率或程跳逆功率保护动作跳开关来实现。7.1.2 如有必要，可以将发电机手动解列，要求此时发电机有功功率接近为0，无功功率稍大于0。7.1.3 若需要进行厂用电切换，待发电机负荷降至20MW左右，将6kV厂用电切至#01启备变供电。7.2 汽机打闸，逆功率（程跳逆功率）保护动作，发电机解列操作7.2.1 降发电机有功为零。7.2.2 降发电机无功接近于零。7.2.3 汽轮机打闸，汽轮机高压主汽门、调门关闭正常，各抽汽逆止门关闭正常。7.2.4 逆功率（程跳逆功率）保护动作跳开发电机出口开关。若保护拒动，汇报值长，经值长批准拉开发电机出口开关。7.2.5 检查发电机三相定子电流为零。7.2.6 检查励磁操作画面上“励磁切除”灯亮，“励磁开关断开”灯亮。7.2.7 检查发电机定子电压、转子电压、电流在几秒钟内降至零。7.2.8 汇报值长“发电机已解列”。7.2.9 检查厂用6kV段母线供电正常。7.2.10 就地检查发电机出口开关、励磁开关在分闸位置。7.2.11 断开发电机出口开关操作电源小空开。7.2.12 退出发电机保护屏跳母联压板及失灵保护压板。退出母差保护屏发电机启动失灵及母差跳发变组出口开关压板。7.2.13 拉开发电机出口刀闸。7.3 发电机保护动作，停机操作（主变未停）7.3.1 检查保护动作情况，汇报值长“发电机已解列”。7.2.14 若保护拒动，汇报值长，经值长批准拉开发电机出口开关。7.3.2 检查6kV厂用电供电正常。7.3.3 检查发电机三相定子电流为零。7.3.4 检查励磁操作画面上“励磁切除”灯亮，“励磁开关断开”灯亮。7.3.5 检查发电机定子电压、转子电压、电流在几秒钟内降至零。7.3.6 就地检查发电机出口开关、励磁开关在分闸位置。7.3.7 断开发电机出口开关操作电源小空开。7.3.8 退出发电机保护屏跳母联压板及失灵保护压板。退出母差保护屏发电机启动失灵及母差跳发电机出口开关压板。7.3.9 拉开发电机出口刀闸。7.4 主变、高厂变及其他电气保护动作，停机操作7.4.1 检查保护动作情况，汇报值长“发电机已解列”。7.4.2 检查6kV厂用电已切至#01启备变供电。7.4.3 检查发电机三相定子电流为零。7.4.