发电机电气运行规程修改.doc

茂名热电厂企业标准 Q/MRD103092010QFSN300220B型发电机电 气 运 行 规 程 operation procedure修编：李聪 黎文杰 郑广明 初审：何璐琼审核：梁强 黄略审定：龙忠楷批准：邓华裕 2010.10.152010年09月修编修编说明： 本规程主要在2008版QFSN300220B型发电机电 气 运 行 规 程的基础上进行修改。主要修改内容有：1、在第五篇厂用电系统运行规程中加入经节能改造后的#6炉除尘器的检查、操作、事故处理部份。2、在第五篇厂用电系统运行规程中加入#6炉引风机配电装置的检查、操作、事故处理部份。前言一、 本规程编写主要依据：1、电力工业技术管理法规2、电业安全工作规程（发电厂和变电所电气部分）DL408-913、电力生产事故调查规程广东省粤电集团有限公司2005年9月1日颁布4、防止发电厂人身伤亡事故十项工作规定2008 年4月30发布5、发电厂操作票技术规范广东省电力集团有限公司2008年6月5日颁布6、发电厂工作票技术规范广东省电力集团有限公司2007年6月4日颁布7、汽轮发电机运行规程国电发（1999）579号8、电力变压器运行规程DL/T572-959、发电厂厂用电动机运行规程1982年6月版10、继电保护和安全自动装置技术规程DL400-9111、广东电力系统调度规程2006年9月版12、制造厂设备技术资料、电力设计院技术资料本规程的修编工作是在茂名热电厂原2008年5月版QFSN2-300-2-20B型发电机电气运行规程的基础上，以及本厂生产技术情况和运行经验、设备使用说明书、有关图纸资料及现场实际情况等进行的。在修编过程中，参照了兄弟厂的运行经验，并吸收了部颁二十五项反措的有关规定。由于现场设备不断更新，加之编者水平有限，本规程难免有与现场不符或者错误的地方，请各专业技术人员提出宝贵意见，以便进一步完善。 本规程规定了电气运行人员进行汽轮发电机组、升压站、厂用电等配电装置的运行维护、倒闸操作、事故处理等方面的安全、技术的要求和基本操作规范。二、 本规程执行茂名热电厂的技术标准。三、 下列人员应熟悉和掌握本规程： 运行部部长、运行部副部长、运行值长、运行部电气专责、运行部安全专责、#6机组控长、#6机组主、副控、巡检；生产经营部部长、副部长、生产经营部电气专责、安全专责；维修部部长、副部长、电气专责、维修部安全专责，其它涉及到的有关人员。四、 下列人员应熟知本规程：正、副厂长、副总工程师；本规程涉及到的其他人员。五、 本规程自批准之日起执行，原执行的相应规程即废除。本规程制度的解释权及修改权属生产经营部。目 录第一篇 电气运行及事故处理原则11.1 电气运行准则11.2 电气操作原则11.3 事故处理原则2第二篇 发电机及其励磁系统运行规程42.1 设备规范42.2 概述72.3 发电机的运行规定82.4 发电机启动并列及解列停机102.5 发电机运行中的监视、检查及维护172.6 励磁调节器运行规程192.7 发电机出口封闭母线的运行与维护242.8 发电机异常及事故处理24第三篇 变压器运行规程333.1 设备规范333.2 变压器的运行规定363.3 变压器的投入与退出393.4 变压器正常运行监视、检查403.5 变压器的异常运行及事故处理42第四篇 电动机运行规程464.1 设备规范464.2 电动机使用规定和要求494.3 电动机的许可运行方式494.4 电动机的检查、操作和运行维护514.5 电动机的异常运行及处理534.6 电动机的事故处理56第五篇 厂用电系统运行规程585.1 设备规范585.2 厂用电系统运行规定595.3 厂用电系统的操作605.4厂用电事故处理605.5事故保安电源运行规程655.6不停电电源UPS运行规程.725.7电除尘系统运行规程.775.8引风机变频装置运行规程.82第六篇 配电装置运行规程836.1 设备规范836.2 配电装置许可运行方式876.3 配电装置检查与维护886.4 配电装置的操作及注意事项926.5 配电装置事故处理95第七篇 直流系统运行规程987.1 直流系统概况987.2 设备规范987.3 设备性能介绍997.4 运行方式997.5 检查与维护1007.6 运行操作1027.7 直流事故照明1027.8 事故处理102第八篇 继电保护运行规程1048.1 总则1048.2 发变组保护及自动装置1068.3 发变组保护故障处理1148.4 厂用电保护及自动装置1158.5 6kv厂用电快切装置1178.6 微机故障录波器120第九篇 电气试验1219.1电气试验总则1219.2电气设备的检查与验收1219.3电气试验安全措施1219.4电气设备试验122第一篇 电气运行及事故处理原则1.1 电气运行准则1.1.1 所有电气设备均应配备符合实际的完整的一、二次结线图，各个班组应常备两套以上完整的一、二次结线图，以备查用；1.1.2 每个值班员应备有专业配给的工具一套，当工具损坏、遗失时应立即配齐，便于正常操作及事故处理时使用。每个值班员应熟练掌握电气运行常用工具的使用；1.1.3 严格执行操作票制度，每个值班员应熟悉所辖设备的操作票的填写；1.1.4 严格执行工作票制度，主值、控长应特别熟悉工作票的许可、延期及终结；1.1.5 严格执行巡回检查制度，巡回检查时应根据不同情况采取眼看、耳听、鼻嗅、手摸、仪器测量等方法，发现异常及时报告，如情况紧急，来不及汇报和联系时，应先采取正确的应急措施，并及时汇报、联系；1.1.6 严格执行交接班制度；1.1.7 严格执行设备定期试验及轮换制度；1.1.8 当电气设备运行方式变更时，操作完毕后，应在模拟图板上显示出来；1.1.9 各岗位值班人员对上一级值班人员所发命令或指示必须正确迅速执行，如发现命令指示有明显错误或违反规程规定，或直接危及人身、设备安全时，应向发令人申明情况，有权拒绝执行，并及时将情况报告发令人的上级领导。1.2 电气操作原则1.2.1 电气运行人员必须严格执行“两票三制”，即操作票、工作票，交接班制度、设备定期试验与轮换制度、巡回检查制度。 1.2.2 电气设备的五种状态：1.2.2.1 “运行状态”的设备，是指设备开关合上，刀闸合上(小车或抽屉式开关在“工作”位)，已将电源至受电端的电路接通；1.2.2.2 “热备用状态”的设备，是指设备仅靠开关断开，电源至受电端的电路不接通；1.2.2.3 “试验电源状态”的设备，是指设备的开关切开、刀闸已拉开(小车或抽屉式开关在“试验”位)，合闸、控制电源，二次插头均已送上；1.2.2.4 “冷备用状态”的设备，是指设备的开关切开、刀闸已拉开(小车或抽屉式开关在“试验”位)，合闸、控制电源二次插头均已取下；1.2.2.5 “检修状态”的设备，是指冷备用的设备，已按检修工作的需要，做好必要的安全措施；1.2.3 设备送电前，有关工作票要全部结束，并对设备的一、二次回路进行认真检查。1.2.4 检查回路的完整性，设备清洁无杂物，无遗留工具，无接地短路线，已拆除临时安全措施，恢复常设安全措施，该投入的保护已投入，相应的保险已送上。1.2.5 推、拉小车开关前，必须检查开关在分闸位置，小车开关各部良好。1.2.6 禁止带负荷拉、合刀闸和动力保险。如已误合，则禁止带负荷再拉开；如已误拉，则禁止再带负荷合上。1.2.7 负荷(线路)停电时，应按照切开关、拉负荷(线路)侧刀闸、拉母线侧刀闸的顺序操作。送电时则相反。1.2.8 电力变压器停电，应先切低压侧开关，后切高压侧开关；送电时，应先合高压侧开关，后合低压侧开关，不准用刀闸直接进行操作，避免对电力变压器进行冲击。1.2.9 开关停电后，若要拉开刀闸，应先将开关的操作和合闸保险取下，但拉合220KV的刀闸则应保留开关的保护电源保险。1.2.10 断路器动作分闸后，值班人员应立即记录故障发生时间、停止音响信号，并立即进行“事故特巡”检查，判断断路器本身有无故障；断路器实行强送后，无论成功与否，均应对断路器外观进行仔细检查；断路器故障分闸时发生拒动，造成越级分闸，在恢复系统送电时，应将发生拒动的断路器脱离系统并保持原状，待查清拒动原因并消除缺陷后方可投入。1.2.11 电动操作的开关、刀闸必须使用电动操作。当电动操作不了时，由于控制回路有闭锁，不得随意使用手动操作，应查明原因，汇报控长、值长。确认操作无误，并经值长同意后方可手动操作。1.2.12 严禁非同期合闸，当开关两侧不同期时，必须经同期手续后，方可进行操作合闸。1.2.13 操作人接到操作命令后，应复诵一遍，确证无误后才根据典型操作票和设备情况填写操作票。操作票先由操作人签名，后经监护人、控长、值长分别签名并发操作命令后，方可进行操作。1.2.14 有权倒闸操作人员名单及有权执行监护的人员名单，由运行部批准；有权单独巡视高压设备人员名单，由安监部门审批。1.2.15 送上保险前，必须核定保险的型号、定值无误。1.2.16 凡涉及公用系统、需与调度部门联系的运行操作、设备检查、重大操作，发生事故及设备出现故障、异常情况时，均需报告请示值长。1.2.17 凡属6KV公用系统、20KV及以上电气设备检修的第一种工作票、倒闸操作票均需由值长签名批准。1.2.18 凡属机组运行中影响出力、安全、经济性或可靠性的电气设备检修，必须经值长批准。1.2.19 严禁未经办理任何手续，擅自在运行(备用)的设备上进行检修或维护工作。1.2.20 工作票结束手续履行完毕，得到值长同意，方可投入设备运行或备用。1.2.21 运行中的设备，其保护出口压板投入前，一定要用高内阻专用电压表(万用表)在压板两端测量无电压后方可投入。1.2.22 工作票许可人，按“安全规程”规定程序，由有关部门批准。1.2.23 值长对所发布操作命令的正确性负责，接受操作命令应复诵核对并作详细记录，如因未复诵、核对而发生误操作，由发、受令人共同负责。1.2.24 有关操作，如用电话联系应双方互报姓名，一律用普通话；1.2.25 如发令人不报姓名，操作人应拒绝执行命令，所发生的责任，由发令人负；如受令人不报姓名，发令人应停止发令，所发生的责任，由受令人负。1.2.26 在进行电气倒闸操作前，当值值长、控长、主值班员应充分考虑继电保护装置是否对应、符合要求；必要时，可要求有关方面作出详尽解说。1.2.27 禁止无保护运行和超越保护范围运行。1.2.28 新安装的设备：1.2.28.1 必须经过调试合格；1.2.28.2 资料要完备，并符合现场实际结线；1.2.28.3 安装调试部门必须向运行人员作详细讲解；1.2.28.4 有暂行规程或条例。1.2.28.5 完成以上四点后，由总工批准，在值长指挥下投入运行。1.2.29 检修工作结束后，全部设备及回路应恢复正常，清理现场后，工作负责人应向运行人员详细进行交底，并将设备变动情况记入记录薄。1.3 事故处理原则1.3.1 处理事故的一般原则1.3.1.1 迅速限制事故的发展，将损坏的设备隔离，消除事故的根源并解除对人身和设备的威胁。1.3.1.2 用一切可能的方法保持运行系统即故障系统设备的继续运行，特别要保证厂用电系统的安全运行，保持对用户的正常供电，必要时在未直接受到事故损害的机组上动用过负荷能力增加负荷。1.3.1.3 尽快对已停电的用户恢复供电。1.3.1.4 调整电力系统的运行方式，使其恢复正常。1.3.1.5 当已发生事故或已发现有明显事故迹象时，各岗位值班人员应迅速返回集控室。1.3.2 电气事故处理的一般程序1.3.2.1 根据信号、表计指示，继电保护动作情况及现场的外部象征，正确判断事故的性质，迅速处理，严禁盲目操作及操作时不观察现象。1.3.2.2 当事故对人身和设备造成严重威胁时，迅速解除；当发生火灾事故时，应通知消防人员，并进行必要的现场配合。1.3.2.3 迅速切除故障点(包括继电器保护未动作者应手动执行)。1.3.2.4 应优先调整和处理厂用电源的正常供电，同时对未直接受到事故影响的系统和机组及时调整；1.3.2.5 对继电保护的动作情况和其它信号进行详细的检查和分析，并对事故现场进行检查，以便进一步判断故障的性质和确定处理程序。报警信号需详细记录后方可复归。1.3.2.6 进行针对性处理，逐步恢复设备运行。优先考虑重要用户供电的恢复，对故障设备进行隔离操作，并通知检修人员。1.3.2.7 恢复正常运行方式和设备的正常工况。1.3.2.8 进行善后处理。包括事故情况及处理过程记录，断路器故障跳闸的记录，继电保护动作情况的记录，低电压释放设备的复置及直流系统电压的调节等。1.3.2.9 母线失压时，应将母线上的所有开关切开，同时迅速恢复受影响的厂用电。1.3.2.10 为了迅速处理事故，防止事故扩大，下列情况可自行处理，但事后应尽快汇报。a 对人身、设备的安全有威胁时，将故障隔离。b 将损坏的设备隔离。注意：正常操作时需填写操作票的操作，在事故处理时，可以不写操作票，但必须执行监护制度。第二篇 发电机及其励磁系统运行规程2.1 设备规范2.1.1 发电机主要技术数据名称单位设计值试验值备注规格型号型号QFSN300220B东方电机股份有限公司额定容量SNMVA353额定功率PNMW300最大连续输出容量SMVA388最大连续输出功率PMW330定子额定电压UNkV20定子额定电流INA10189额定功率因数cosN0.85额定频率fNHz50额定转速nNr/min3000相数3定子线圈接线方式2Y出线端子数目6冷却方式水氢氢励磁方式自并励环境温度540额定励磁电流IfNA2075额定励磁电压UFn（1000C）V455空载励磁电流A824空载励磁电压（750C）V168.4效率%98.9绝缘等级F按B级绝缘温升使用定子铁芯温度(额定工况)69120定子线圈温度(额定工况)59.480转子线圈温度(额定工况)87.4110定子铁芯温度(MCR工况)120定子线圈温度(MCR工况)85转子线圈温度(MCR工况)110电阻法定子端部结构件允许温度120定子槽间层内温度90检温计法集电环温度120检温计法，风温65冷却介质氢气冷却器数目4氢气冷却器进水温度2038氢气冷却器出水温度43氢气冷却器水流量t/h4100氢气冷却器进水压力MPa0.10.2额定氢压MPa0.25最高允许氢压MPa0.35发电机充氢容积m372氢气纯度%95氢气露点142.5氢气湿度g/m31.54额定氢压下冷氢温度3546热氢温度65定子冷却水进水压力MPa0.10.2定子冷却水进水温度4248定子冷却水出水温度80定子冷却水流量(二次流量)t/h45定子绕组充水容积m30.3定子冷却水导电率s/cm0.51.520定子冷却水PH值7.08.0定子冷却水硬度gE/L2允许断水时间Sec302.1.2 励磁系统主要技术数据序号名 称单位设计值试验值备 注1整流柜STR2000智光电气冷却方式强迫风冷强迫风冷晶闸管型号5STP17H52005STP17H5200额定输出电流/桥A20002000并联支路数33停风后额定电流运行时间30302磁场断路器MM81英国WB额定电压V800800额定电流A31503150开断电流A80kA80kA控制电压(直流)V2202203AVR性能GEC2智光电气电压调整范围%51205120手动调整范围%51305130调整偏差(精度)% 0.5 0.5序号名 称单位设计值试验值备 注AVR配置(通道)双自动通道+双手动备用通道顶值电压倍数/强励时间2.5倍/30秒2.5倍/30秒顶值电流倍数2倍2倍响应时间s 0.02 0.024励磁变压器ZSCB93150/20顺德特变额定容量kVA31503150电压变比kV20/0.9/0.3820/0.9/0.38绝缘等级HH2.1.3 封闭母线规范基本技术参数主回路厂用分支PT及避雷器分支励磁分支制造厂镇江华东电力设备制造厂额定电压(kV)20最高电压(kV)24额定电流(A)12500160012501250额定频率(Hz)50相数3额定雷电冲击耐受电压(峰值kV)125额定短时工频耐受电压(有效值kV)干试/湿试50/68动稳定电流(kA)4504504504502s热稳定电流(kA)180180180180相间距离（mm）14001100供方确定待定封闭母线导体/外壳材质铝/铝冷却方式自冷泄漏比距(mm/kV)25导体最高温度/温升90/50外壳最高温度/温升70/30防护等级IP542.1.4 励磁母线技术参数基本技术参数共箱封闭母线交流励磁封闭母线直流励磁封闭母线制造厂镇江华东电力设备制造厂额定电压(kV)1011基本技术参数共箱封闭母线交流励磁封闭母线直流励磁封闭母线最高电压(kV)121.21.2额定电流(A)250025002500额定频率(Hz)5050直流相数332最高允许温度和温升70/30额定雷电冲击耐受电压(峰值kV)9588额定短时工频耐受电压(有效值kV)干试/湿试36/514.2(干试)4.2(干试)动稳定电流(kA)10063(暂定)63(暂定)2s热稳定电流(kA)4025(暂定)25(暂定)封闭母线导体/外壳材质铜/铝泄漏比距(mm/kV)25冷却方式自冷防护等级IP542.2 概述2.2.1 发电机为东方电机股份有限公司设计、制造的QFSN300220B型三相、二极、隐极式转子同步交流发电机，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。2.2.2 发电机采用“水氢氢”冷却方式，即：定子线圈及其引线、出线采用水内冷，转子绕组采用氢冷，定子铁芯及端部采用氢气表面冷却。机座内的氢气由转子两端的轴流式风扇进行闭式循环。2.2.3 密封系统采用双流环式油密封。2.2.4 集电环采用空气冷却，即：两集电环间的同轴离心式风扇对集电环及电刷进行强迫冷却。2.2.5 发电机励磁采用静止半导体自并励系统，励磁系统主要由励磁电源变压器，三相全控桥式可控硅整流装置，灭磁及转子过压保护装置，起励磁装置，微机励磁调节器及独立的手动控制装置组成。2.2.6 微机励磁调节器采用智光电气GEC2型励磁调节器，具有3个可控硅桥，当任一可控硅桥故障时，剩下的可控硅桥仍能满足包括1.1倍额定励磁电流和强励在内的各种运行工况，磁场开关为分极操作双断口直流开关。2.2.7 可控硅整流装置采用强迫开启空冷，风机一组运行、一组备用。任何一个运行风机故障时能报警并及时投入备用风机。2.2.8 启励电源采用交、直流两路电源，启励回路为短时工作制，允许间隔5min通电启动一次。当发电机电压上升至规定值时，启励回路能自动脱开。2.2.9 励磁调节系统功能如下：励磁调节器由自动调节器(AC调节器)和手动调节器(DC调节器)组成。自动调节器的主要功能有自动电压调节、磁场电压调节、有功/无功功率补偿、欠励限制(XEL)、V/HZ限制、过励限制(OEL)、无功VAR/功率因数调节、电力系统稳定器(PSS)等功能。监测和保护功能包括PT故障监测、转子温度测量、过流保护、失磁保护、过磁通保护等。2.2.10 自动励磁调节器(AC调节器)电压调节范围可达30%110%发电机额定电压。手动励磁调节器(DC调节器)电压调节范围可达20%130%发电机额定电压。2.3 发电机的运行规定2.3.1 一般规定2.3.1.1 发电机在正常运行时，不允许超过铭牌的额定数据运行。2.3.1.2 发电机不允许无励磁运行。2.3.1.3 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。2.3.1.4 发电机运行进、出风温度，进出水温度应该严格在规程要求范围内运行。2.3.1.5 运行中的发电机周围10米以内严禁烟火作业，且警告标示牌定置齐全。2.3.1.6 发电机允许输出最大连续功率330MW的条件：氢压0.25Mpa；氢冷器进水温度20；氢冷器出水温度27；冷氢温度30；厂内环境温度30。2.3.1.7 发电机不允许在空气中运转。仅允许在安装、调试及试运期间，短时在空气中运转，做机械检查，但应满足下列条件：a氢气冷却器通水；b油密封通油；c定子绕组通冷却水；d无励磁；e切断氢气分析器、差压表，拆开供氢管道；f机内空气干燥，相对湿度50%，压力(表压)为0.030.06Mpa，冷风温度2038。2.3.2 电压、周波、功率变化时的运行规定2.3.2.1 发电机定子电压正常应维持额定值，允许变动范围在额定值的5%以内，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%(18KV22KV)，并应满足厂用母线电压的要求。2.3.2.2 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%(10.7KA)。2.3.2.3 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。 2.3.2.4 发电机的功率因数宜保持迟相0.85，一般不超过迟相0.95。自动励磁调节器投入时，允许在0.951.0范围内运行。2.3.2.5 发电机可以降低功率因数运行，但转子电流不允许超过额定值(2075A)，且视在功率应减少，当功率因数增大时，发电机视在功率不能大于额定值，功率因数变化时允许负荷应符合发电机出力曲线。2.3.2.6 发电机进相运行的允许范围，主要受发电机静态稳定和定子铁芯端部结构发热两个因素限制，本发电机允许在有功功率的额定值，功率因数为0.95(超前)的情况下持续运行(定子电流10189A)。2.3.2.7 发电机定子电流正常三相应相同，在持续不平衡负荷时，各相电流之差(I2)，不得超过额定值(IN)的10，且最大一相的电流不得超过额定值。在短时不平衡负荷时，(I2/IN)2t10秒。2.3.2.8 当功率因数为额定值0.85，电压在5%和频率在2%内变化时，发电机允许连续输出额定功率；电压在5%和频率在5%+3%内变化时，发电机也允许连续输出额定功率，但每年不超过10次，每次不超过8小时。2.3.3 发电机短时过负荷运行规定2.3.3.1 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，但此时发电机的氢气参数，定子绕组水内冷参数，定子电压均应保持在额定值。2.3.3.2 定子绕组短时过电流能力(每年不超过2次) 时间(秒)103060120过电流倍数2.181.501.271.142.3.3.3 励磁绕组短时过电流能力(每年不超过2次)时间(秒)103060120过电流倍数2.081.461.251.122.3.4 冷却介质的规定2.3.4.1 定冷水进水压力正常为：0.10.2Mpa 。2.3.4.2 定冷水进水温度正常为：453；当高于48或低于42时报警。在额定工况下，进水温度为45，出水温度为70。2.3.4.3 定冷水额定流量为45t/h，在额定负荷下发生断水，延时30秒断水保护动作自动解列发电机，若保护未动应解列发电机，并降低机端电压为零。2.3.4.4 在各种负荷条件下，氢气压力都应维持在0.250.02MPa 范围内。发电机正常运行时，不允许降低氢压运行。特殊情况下需降低氢压运行时，应遵循发电机出力图按下表控制负荷(cos=0.85)，且最低氢压为0.1 Mpa，定冷水压及氢冷器冷却水压必须低于氢气压力至少0.04 Mpa。并立即全面检查发电机，查明原因，消除故障，尽快使氢压恢复正常；若在定冷水系统中发现大量氢气，应立即停机检查。氢气压力0.2MPa0.1MPa应带负荷270MW200MW2.3.4.5 定子内冷水反冲洗系统应完好、应定期对定子线棒进行反冲洗。2.3.4.6 在各种负荷条件下，冷氢温度都应维持在3546范围内。热氢温度正常65。发电机冷氢温度为额定值时，其负荷不应高于额定值的1.1倍；当冷氢温度高于46时，每升高1定子电流应降低2%；冷氢温度超过50时，不允许发电机运行。2.3.4.7 发电机正常运行时，应投入四台氢气冷却器；每个氢冷器的水流量及压力应均衡，且不宜太大；当一台氢冷器解列时，发电机在氢冷器水系统工作正常的前提下，可以带的80%额定负荷。2.3.4.8 随时检查机内湿度，保持机内氢气湿度1.54 g/m3(以实际不结露为准)。2.3.4.9 定期检查机内氢气纯度。若机内氢气纯度降到了95%，应排污补氢；每次置换的氢气量不应超过10%的氢气总量。2.3.4.10 定冷水进水温度应高于冷氢温度至少25。2.3.4.11 任何情况下，定冷水压及氢冷器冷却水压应低于氢气压力至少0.04 Mpa。2.3.4.12 密封油压应高于氢气压力0.0560.02 Mpa。2.3.5 轴承振动和温度的规定2.3.5.1 发电机正常运行时，轴承振动应0.025mm。2.3.5.2 发电机正常运行时，轴承进油温度应在3545之间，出油温度应70，轴瓦温度应90。2.3.6 发电机绝缘电阻的规定2.3.6.1 发电机定子绕组绝缘(包括主变低压侧、厂高变高压侧，封闭母线)用水内冷发电机绝缘测试仪测量，在相同温度和湿度条件下测定的结果应满足下列要求：a. 定子绕组R5M；（2500V摇表）；b. 转子子绕组R1M （500V摇表）；c. 励端轴瓦R1M （1000V摇表）；2.3.6.2 禁止用兆欧表测励磁系统的正负极间绝缘电阻，以防整流管反向击穿。2.3.6.3 定子汇流管及出线进水管，无存水时1M，通水时30K(万用表)。2.3.6.4 大小修后的发电机，在启动前应测量各部绝缘。2.3.6.5 每次所测结果应记入绝缘电阻记录簿内，并汇报值长。2.3.6.6 若某绝缘电阻值不符合规定值，应采取措施恢复；一时恢复不了，能否投入运行应经总工批准。2.4 发电机启动并列及解列停机2.4.1 发电机启动的前提条件2.4.1.1 新装或大修后的发电机起励前应审查试验报告及完工通知单等齐全合格，启动措施无误，工作人员撤离现场。2.4.1.2 发电机组所属设备工作全部结束，工作票均收回，接地线及安全措施全部拆除(如特殊要求采取安全措施应经总工批准)，常设遮栏及标示牌恢复正常。2.4.1.3 按规定测量如下回路绝缘：a. 发电机定子线圈测绝缘操作； 1) 测量水内冷发电机定子绝缘应使用专用仪器（水摇表）测量； 2) 检查发电机无工作，无临时安措； 3) 确认发电机内冷水质合格(电导度0.51.5%s/cm,PH=7.08.0)； 4) 检查发电机出口PT：1YH、2YH、3YH均拉出柜外； 5) 检查发电机中性点变压器刀闸已拉开； 6) 拉开发电机定子绕组汇水管接地刀； 7) 检查汇水管接地刀确分； 8) 接好水摇表机座端子线； 9) 接好水摇表与汇水管连线； 10) 接好水摇表绕组端子线； 11) 给上水摇表电源； 12) 按水摇表使用方法测发电机定子绝缘； 13) 拉水摇表工作电源； 14) 定子绕组汇水管对地放电； 15) 拆测量连接线； 16) 恢复测量前状态。b. 发电机励磁回路 1) 发电机转子：切开灭磁开关MK，退出转子过电压保护装置压板，用500V摇表测量绝缘电阻1M(冷态20)。 2) 灭磁屏正负极引线：断开灭磁开关MK，整流柜交、直流刀闸YK1、YK2、YK3、ZK1、ZK2、ZK3，退出转子测量及转子接地保护压板，用500V摇表测量，绝缘电阻0.5M。2.4.2 发电机启动前的检查2.4.2.1 查有关工作票收回，安全措施拆除。 2.4.2.2 检查发电机、主变压器、高厂变、励磁变、发电机中性点变压器、PT、CT、封闭母线、引线、接地装置、励磁调节柜、整流柜、灭磁开关柜、发变组保护柜、发电机轴承绝缘垫等清洁无杂物，各部完好，无人工作，发变组主开关及发电机转子回路开关正常，符合运行条件。2.4.2.3 主变压器、高压厂变、励磁变冷却装置及冷却风机运行正常。2.4.2.4 各母线、引线、连线、接地线，接触良好。2.4.2.5 各瓷瓶套管无裂纹，破损。2.4.2.6 充油设备无漏油。2.4.2.7 封闭母线微正压装置投入正常。2.4.2.8 发电机已充氢，其压力、纯度、温度、湿度合格，不漏氢。2.4.2.9 发电机已通定冷水，其压力、流量、水质、温度正常，不漏水。2.4.2.10 发电机励磁滑环，大轴接地滑环光洁无损；碳刷的连线牢固，无接地短路现象；刷架端正；刷辫完好；碳刷与滑环接触良好；碳刷清洁完整，长度均不短于40mm。2.4.2.11 各操作、信号、合闸电源送上，指示灯、表计正常，保护装置投入正常。2.4.2.12 消防器材齐全。2.4.3 发电机启动过程中的检查2.4.3.1 检查发电机定冷水温度、流量、压力正常。密封油压、氢压正常。2.4.3.2 检查轴瓦、轴承回油及密封回油温度正常；检查机组振动、声音正常。2.4.3.3 发电机碳刷无卡涩、跳动、过热及接触不良现象。2.4.4 发电机启动前的试验2.4.4.1 试验事故及预告报警信号。2.4.4.2 进行机、炉、电大联锁试验 。2.4.4.3 整流柜风机工作、备用电源联动及风机全停联跳交流开关试验。2.4.4.4 主变冷却器电源联动及各冷却器联动试验。2.4.4.5 发变组二次回路或保护回路有工作时，应做保护传动试验。2.4.4.6 发电机大修后，应做定子水压、氢密封试验。2.4.4.7 配合汽机运行、热工保护人员进行“主汽门关闭”，“发电机断水”试验;2.4.4.8 发电机大修后，应做空载和短路试验。2.4.4.9 试验发电机变压器组所有保护信号应正确。2.4.4.10 做发电机主开关，厂高变低压侧开关、灭磁开关的拉、合闸试验良好，做保护动作跳主开关试验良好，做下列各项联动试验良好。2.4.4.11 保护跳闸2206，联跳606A、606B、MK，联动厂用电快切装置投入备用电源。2.4.4.12 紧急跳闸按钮跳闸2206，联跳606A、606B、MK，联动厂用电快切装置投入备用电源。2.4.4.13 后备屏跳闸按钮跳闸2206，联跳606A、606B、MK，联动厂用电快切装置投入备用电源。2.4.4.14 配合检修班组检定同期回路正确，做假同期试验良好。2.4.4.15 各试验良好后，断开操作、信号电源。2.4.4.16 做上述试验应注意，先确认机组所属的220KV母线22065、22061刀闸，励磁系统刀闸均确在开位，厂高变开关606A、606B 在试验位。“断路器失灵保护”退出，并要求继保、热工配合。2.4.5 发电机并列条件2.4.5.1 发电机与系统电压相等，电压差不超过10%。2.4.5.2 发电机与系统频率相等。2.4.5.3 发电机与系统相位一致，相位差不超过1020。2.4.5.4 发电机首次并列应检查其与系统相序一致。2.4.6 发电机升压及调整励磁的注意事项2.4.6.1 注意避免汽轮机转速过高引起发电机电压升高。2.4.6.2 升压过程中，发电机定子三相电流表指示为零。2.4.6.3 升压过程中，发电机定子三相电压平衡。2.4.6.4 升压过程中，应测量转子绝缘正常。2.4.6.5 自动励磁升压时，应注意监视，发现异常应立即改为手动升压。2.4.6.6 升压过程中各参数应符合发电机空载特性曲线。2.4.6.7 在升压及正常励磁调整过程中，如果发现控制系统失灵，应停止调整，进行处理。2.4.7 为防止发电机非同期并列，应严格执行以下规定：2.4.7.1 当同期装置新投运或异常修复、同期回路有改动、或发电机第一次投运、大修后投运时，发电机并网前应当做假同期试验；2.4.7.2 发电机并列应优先使用自动准同期；并列前应试验准同期装置良好；2.4.7.3 在同期装置投入后，若同步表转动太快，跳动、停滞或转动方向不稳时，不能进行同期并列操作；使用自动准同期并列时，同期表应顺时针慢转(34r/min一周之后，在同步表指示接近同步点位置，启动自动准同期装置；使用手动准同期并列时，在同步表指示约11点钟位置，将主开关合上；2.4.7.4 同期回路有故障时，一定要查清原因，消除故障后，经试验完好，才能投入使用；2.4.7.5 在进行同期操作过程中，若出现直流接地等异常现象，应停止操作，将设备恢复至操作前状态，在查明接地原因或消除接地，或确认接地与同期系统无关后，才能继续工作。2.4.7.6 同期点有关的设备其一次及二次回路经检修或同期装置核验后，继保人员及检修人员应检查核对相序，保证其一致性。必要时要进行有关试验，确认相序相别无误后方准同期设备投入运行。2.4.8 发电机带负荷规定2.4.8.1 发电机并网后先带部分无功，再带有功。2.4.8.2 发电机并网后可以按汽机负荷曲线增加有功负荷，直到额定值。2.4.8.3 当一组氢气冷却器停运，发电机允许带240MW负荷。2.4.8.4 负荷的增减及增减速度按值长令执行。2.4.8.5 发电机并网后应对发变组系统进行一次详细检查，特别要注意各设备的冷却装置，冷却介质参数合格，无漏油、水、氢等现象。2.4.9 #6发电机升压并列前操作 1) 收回#6机发变组、厂高变及励磁变全部工作票,并拆除安全措施，恢复常设遮栏。 2) 检查#6机变出口开关开关侧接地刀闸2206B0在分闸位置。 3) 检查#6机变出口开关2206、#6机变出口开关母线侧刀闸22065、22061、#6主变中性点地刀226000均在分闸位置。 4) 检查6KV 6A段工作电源小车开关606A确在“柜外”位置。 5) 检查6KV 6B段工作电源小车开关606B确在“柜外”位置。 6) 检查#6机灭磁开关MK确在分闸位置。 7) 检查#6机#1功率柜交流电源刀闸YK1确在分闸位置。 8) 检查#6机#2功率柜交流电源刀闸YK2确在分闸位置。 9) 检查#6机#3功率柜交流电源刀闸YK3确在分闸位置。 10) 检查#6发电机1PT（1YH）、2PT（2YH）、3PT（3YH）抽屉小车均在拉出位置，中性点PT（YH）刀闸已拉开。 11) 在#6主变高压侧出线验明确无电压。 12) 测量#6主变高压侧对地绝缘合格。 13) 在发电机中性点PT柜处验明#6发电机出线确无电压。 14) 测定#6发电机绝缘合格。 15) 用万用表测汇水管对地绝缘电阻合格。 16) 合上#6发变组保护A柜屏后小开关。 17) 合上#6发变组保护B柜屏后小开关。 18) 合上#6发变组保护C柜屏后电源小开关。 19) 根据压板投退规定投入#6发变组A、B、C柜保护的功能压板和出口压板。 20) 合上#6发电机GEC2励磁调节屏内小开关。 21) 送上380V工作6b段励磁系统备用电源。 22) 送上直流段励磁功率柜电源。 23) 送上直流段励磁调节柜电源。 24) 检查#6机灭磁开关MK确在分闸位置。 25) 送上#6机灭磁开关柜小开关和保险。 26) 合上#6机#1整流柜交流电源输入刀闸YK1，查合好。 27) 合上#6机#2整流柜交流电源输入刀闸YK2，查合好。 28) 合上#6机#3整流柜交流电源输入刀闸YK3，查合好。 29) 合上#6机#1功率柜直流电源输出刀闸ZK1，查合好。 30) 合上#6机#2功率柜直流电源输出刀闸ZK2，查合好。 31) 合上#6机#3功率柜直流电源输出刀闸ZK3，查合好。 32) 送上#1励磁整流柜冷却风机电源开关11FDK、12FDK。 33) 将#1励磁整流柜冷却风机切换开关11FQK切至“自动”位置。 34) 送上#2励磁整流柜冷却风机电源开关21FDK、22FDK。 35) 将#2励磁整流柜冷却风机切换开关21FQK切至“自动”位置。 36) 送上#3励磁整流柜冷却风机电源开关31FDK、32FDK。 37) 将#3励磁整流柜冷却风机切换开关31FQK切至“自动”位置。 38) 测量#6发电机1PT（1YH）高压侧保险完好，并送上该保险。 39) 推#6发电机1PT（1YH）抽屉至工作位置。 40) 送上#6发电机1PT（1YH）二次插头。 41) 测量#6发电机2PT（2YH）高压侧保险完好，并送上该保险。 42) 推#6发电机2PT（2YH）抽屉至工作位置。 43) 送上#6发电机2PT（2YH）二次插头。 44) 测量#6发电机3PT（3YH）高压侧保险完好，并送上该保险。 45) 推#6发电机3PT（3YH）抽屉至工作位置。 46) 送上#6发电机3PT（3YH）二次插头。 47) 合上#6发电机1PT、2PT、3PT二次小开关。 48) 合上#6发电机中性点PT（YH）刀闸，查合好。 49) 检查#6机变出口开关2206三相确在分闸位置。 50) 合上#6机变出口开关母线侧刀闸22065（或22061）。 51) 检查#6机变出口开关母线侧刀闸22065（或22061）三相合上良好。 52) 送上#6机变出口开关2206就地动力箱三相交流储能电源保险及开关。 53) 送上#6机变出口开关2206就地控制箱交流储能电源开关QO2。 54) 查#6机变出口开关2206三相储能良好，SF6气压指示在绿区。 55) 查#6机变出口开关2206远方就地切换开关S10在“远方”位置。 56) 合上#6主变中性点地刀226000，查合好。 57) 查#6主变冷却器双回路供电电源正常。 58) 合上#6主变冷却器电源联络