鄂电电气运行规程(修改版).doc

-鄂绒电厂NO1、2机组电气运行规程-国电宁夏石嘴山发电有限责任公司 发布目 录1 目录-12 范围-23 引用标准-24 设备规范-25 发电机运行部分-166 励磁系统运行部分-337 变压器运行部分-338 柴油发电机运行部分-509 配电装置运行部分-5110 直流系统运行部分-6411 交流不停电电源系统（UPS）-7112 电气运行操作及刀闸操作部分-7913 电气系统运行方式-8514 电气系统的事故处理-8715 继电保护及自动装置运行规程-921. 范围1.1. 本规程规定了鄂绒电力冶金公司No1,2汽轮发电机组设备规范、机组启动、正常运行调整及维护、机组停运、事故处理、辅助设备运行操作等。1.2. 本规程适用于No1,2汽轮发电机组设备、系统的运行和事故处理，凡从事该机组运行及管理的人员均应熟悉或掌握本标准的全部或部分内容。2. 引用标准发电机运行规程 （82）水电电生字第24号继电保护及安全自动装置运行管理规程 （82）水电生字第11号高压断路器运行规程 电供199130号电力系统用蓄电池直流电源装置运行及维护技术规程 DL/T 724-2000继电保护及安全自动装置运行管理规程 西电调字（1993）7号电力变压器运行规程 DL/T 572-95发电厂厂用电动机运行规程微机继电保护装置运行管理规程 DL/T 587-96干式电力变压器技术参数和要求 GB/T 10228-1997干式电力变压器 GB6450-86电业安全工作规程（发电厂和变电所电气部分） DL408-913. 设备规范3.1. 发电机设备规范3.1.1. 发电机概况发电机型号为QFSN330-2型，其冷却方式为水氢氢，即发电机定子线圈采用水内冷，转子线圈采用氢冷，定子铁芯及其它结构件采用氢冷。3.1.2. 技术规范型 号 QFSN330-2型有功功率 330MW定子额定电压 20kV定子额定电流 11200A绝缘等级 F级额定氢压 0.3MPa接 线 YY极 数 2相 数 3额定功率因数 0.85短 路 比 0.55频 率 20Hz转子额定电流 2376A转子额定电压 420V转子空载电流 894A转子空载电压 138V转子强励电压 840V转子强励电流 4752A3.1.3. 冷却方式定子绕组 直接水冷转子绕组 直接氢冷定子铁芯 氢冷3.1.4. 冷却规范3.1.4.1. 定子绕组冷却规范冷却方式 直接冷却使用冷却介质 除盐水流 量 40/小时最小流量 24.8/小时定子冷却水压力 0.15-0.20MPa线圈入口水温 40-50冷却水导电度 0.5-0.15/cm3.1.4.2. 定子铁芯及转子的冷却规范：冷却方式 表面冷却冷却介质 氢气压 力 0.3MPa氢气纯度 98氢气入口最高温度 40氢气出口最高温度 653.1.4.3. 氢气冷却器的冷却规范：氢气冷却器的数量 4个冷却方式 表面冷却冷却介质 高压工业水冷却水流量 350m/h冷却水工作水压 0.2-0.3MPa冷却器入口冷却水的正常温度 333.2. 励磁机规范3.3. AVR调节器技术规范3.4. 励磁变压器技术规范3.5. 变压器技术规范3.5.1. 主变技术规范型 号 SFP10-400000/220型 式 三相双线圈无载调压油浸式变压器冷却方式 强迫油循环风冷（ODAF）额定频率 50Hz额定容量 400/400MVA额定电压 24222.5/20kV额定电流 高压侧：955A 低压侧：11547A联接组标号 YNd11短路阻抗 14.35负载损耗 不大于725kW空载损耗 不大于185 kW总损耗 920 kW效率 不小于99.7绕组平均温升 64K顶层油温升 54K 主变档位 高 压低 压开关位置接法电压V电流A电压V电流A2-3254100908.920000115473-4248050931.04-5242000954.35-6239500978.86-72299001004.53.5.2. 厂高变规范型 号 SFP10-50000/20型 式 三相式油浸式低压分裂绕组无载调压变压器冷却方式 油浸风冷（ONAF）额定频率 50Hz额定容量 50/27-27MVA额定电压 2022.5/6.3-6.3kV额定电流 高压侧：1443A 低压侧：2598A短路阻抗 19联接组标号 Dyn1-yn1绕组绝缘等级 A级负载损耗 207.24kW空载损耗 29.2 kW总损耗 230kW效率 99.54绕组平均温升 64K顶层油温升 54K 厂高变档位 高 压低 压开关位置接法电压V电流A电压V电流A2-3210001374.663002474.43-4205001408.24-5200001443.45-6195001480.46-7190001519.33.5.3. 启备变压器规范型 号 SFPZ9-50000/220冷却方式 ONAF额定频率 50Hz相 数 3相额定容量 50/27-27MVA额定电压 23081.255/6.3-6.3kV额定电流 131/2598A接线组别 Ynyn0yn0d短路比 Ud1221空载损耗 44 kW负载损耗 205kW油面温升 54K绕组平均温升 64K短路阻抗 高压低压 20.80高压低压 21.08生产厂家 西安西电变压器有限责任公司 启备变档位 高 压低 压开关位置接法电压KV电流A电压KV电流A1X1-Y1-Z1253114.16.32474.362X2-Y2-Z2250.125115.413X3-Y3-Z3247.25116.754X4-Y4-Z4244.375118.135X5-Y5-Z5241.5119.536X6-Y6-Z6238.625120.977X7-Y7-Z7235.75122.458X8-Y8-Z8232.875123.969X9-Y9-Z9230125.5110AK-BK-CK230125.5111X1-Y1-Z1230125.5112X2-Y2-Z2227.125127.1013X3-Y3-Z3224.25128.7314X4-Y4-Z4221.375130.4015X5-Y5-Z5218.5132.1216X6-Y6-Z6215.625133.8817X7-Y7-Z7212.75135.6918X8-Y8-Z8209.875137.5519X9-Y9-Z9207139.463.5.4. 厂低变规范（见表1、表2）表1设备名称机11、12变炉11、12变公11、12变型式SCB10-Z-1000/6.3SCB10-Z-1000/6.3SCZB10-Z-2000/6.3冷却方式AN/ AFAN/ AFAN/ AF额定容量1000KVA1000KVA2000KVA接线组别Dyn11Dyn11Dyn11频率50Hz50Hz50Hz相数333绝缘等级FFF最高温升100K100K100K高压电压6.32*2.56.32*2.56.34*2.5电流91.6A91.6183.3低压电压0.4kV0.4kV0.4kV电流1443.4A1443.42886.8短路电压5.765.8610.08分接头位置12345高压侧电压（V）66006450630061506000产地江苏华鹏变压器有限公司表2设备名称明11、12变型式SCZB10-Z-630/6.3冷却方式AN/ AF额定容量630KVA接线组别Dyn11频率50Hz相数3绝缘等级F最高温升100K高压电压6.34*2.5电流57.7低压电压0.4kV电流909.3A短路电压4.53分接头位置123456789高压侧电压（V）690067506600645063006150600058505700产地江苏华鹏变压器有限公司3.6. 封闭母线技术规范基本技术参数主回路分支回路型号QLFM-20/15000-Z/IQLFM-20/15000-Z/I额定电压（kV）2020最高电压（kV）2424额定电流（kA）150002000额定频率（Hz）5050额定雷电冲击耐受电压（峰值kV）135135额定短时工频耐受电压（有效值kV）7575动稳定电流（kA）4006302s热稳定电流（kA）1602503.7. 开关技术规范3.7.1. 真空开关规范型号额定电压kV额定电流A动稳定电流kA额定短路开断电流kA合、分闸时间s使用地点KYN18A-12630010031.5ZN12-12121250100401803.7.2. 真空接触器规范型号额定电压kV额定电流A额定关合电流kA额定最大开断电流kA合、分闸时间ms使用地点KYN26-6CJRJ6315040KYN18A-2663.8. 柴油发电机组规范3.8.1. 柴油发电机组参数型 号 BL576型 式 四冲程，V型排列，12汽缸，闭式循环水冷却，直接喷射，废气涡轮增压额定输出 576kW冷却方式 工业水冷却燃油消耗 198g/kw燃油型号 0号柴油润滑油消耗 0.98L/ kwh润滑油型号 美孚起动方式 电起动调速方式 电子调速器调速3.8.2. 柴油发电机参数型 号 LSA49.1M6型 式 三相同步交流发电机额定功率 576kW额定电压 400/230V额定电流 1039（956A）额定频率 50Hz功率因数 0.8（滞后）定子线圈接线 三相四线，Y接线，中性点直接接地励磁方式 无刷、相复励绝缘等级 H级3.8.3. 蓄电池参数型 式 免维护铅酸蓄电池12V30AH容 量 满足连续起动不少于9次起动3.9. UPS设备规范UPS技术规范型号PEW1080 220/220-EN容量80kVA整流器输入电压3380V AC整流器输入频率50Hz6整流器输入功率因数0.83整流器容量109.6kVA整流器输出电压220V DC 1旁路输入电压220V AC 1010旁路输入频率50Hz6旁路输入额定功率80kVA旁路输入额定电流363.6 A逆变器输出容量80kVA逆变器输入电压220V DC 2015逆变器输入电流397A逆变器输出电压220V AC 1输出功率因数范围0.4感性0.9容性逆变器输出频率50Hz0.1逆变器过载能力105 无限制 125 10分钟150 60秒 1000 1秒直流电压低告警191V直流电压低停运181V旁路转换采用静态开关，86运行温度1040储存温度2570相对湿度95防护等级IP20旁路稳压器规范型 号DBW100额定容量100kVA输出电流455A输入电压176264V输出电压220V5可设定相 数单相稳压精度（15）负载特性任意电源频率50Hz波形畸变0.1效 率98旁路隔离变压器规范型 号D6B额定容量100kVA输入电压380V输出电压220V相 数单相3.10. 直流系统设备规范3.11. 电压互感器规范3.11.1. 发电机出口型式：JDZX8-20额定电压：20kV最高工作电压：24kV额定短时工频耐受电压（有效值）：75 kV额定雷电冲击耐受电压（峰值）：135 kV变比：200.10.10.13kV，0.2级，30VA，0.5级，90VA，剩余绕组3P，90VA变比：200.10.10.13kV，0.5级，90VA，剩余绕组3P，90VA，全绝缘变比：200.10.10.13kV，0.5级，90VA3.11.2. 中性点接地变压器型式： 单相，干式额定电压： 高压侧20kV，低压侧220V额定容量： 50kVA变比： 200.22kV额定短时工频耐受电压（有效值）：75kV额定雷电冲击耐受电压（峰值）： 135kV变压器一次侧电流互感器： 105A，0.5级单极隔离开关： GN2-20400二次侧电阻： 0.4中间抽头 100V3.12. 电流互感器规范4. 发电机运行部分4.1. 发电机的操作、运行监视及维护4.1.1. 启动前的准备和检查4.1.1.1. 电气值班人员接到值长发布的启动命令后，应首先进行下列检查：1) 发电机及其附属设备上的工作全部终结，工作票全部收回，临时安全措施已拆除，设备已恢复正常，并有详细书面交待。2) 检查发电机及励磁系统回路完整、清洁，处于完好状态，无短接线、接地线。3) 检查发电机、励磁变本体及封闭母线、电压互感器各部分清洁无杂物、无积水、无漏油现象。4) 通过信息系统监测发电机各部分温度与所处状态相对应。5) 检查发变组、厂高变系统继电保护、自动装置及测量仪表、变送器柜等清洁完整，各柜门均应关好。6) 在励磁柜检查发电机、励磁变保护柜及附属设备清洁完好，按励磁系统运行规程要求检查励磁系统所属设备完好。7) 检查发电机励磁碳刷、发电机大轴接地碳刷联结牢固，碳刷压力一致，上下活动自如。8) 询问汽机值班员发电机氢、水、油系统完好。9) 检查各厂用电系统运行正常（包括UPS系统、直流系统、热工电源），并满足机组启动条件。4.1.1.2. 发电机绝缘电阻的测量及有关规定：1) 测量绝缘时，应使用以下摇表： 定子绕组 2500V 转子绕组 500V2) 发电机检修后，投入运行前及正常停机超过3天后，启动前由运行人员进行定、转子绝缘电阻的测定，并记录在登记本上。3) 测量发电机定、转子绝缘电阻完毕后，应对地放电，时间不得少于1分钟。4) 转子绕组绝缘电阻应大于1M，转子绕组吸收比应不小于1.2（R60/15）。5) 定子绕组冷态时，吸收比应大于1.3（R60/15）。6) 定子绕组在干燥、不通定冷水情况下，绝缘电阻值1分冷态绝缘电阻不得低于25 M，10分冷态绝缘电阻不得低于1000M，通定冷水后，在定子冷却水导电度不大于0.50.15/cm时，绝缘电阻值不得低于0.6 M。7) 用500V摇表测量励端中间环及密封座测压管对端盖和下半轴承座间及进出油管、轴瓦和高压顶轴油管对端盖间绝缘电阻不应小于1 M。8) 用1000V摇表测量外档油盖对端盖间绝缘电阻不应小于1 M。9) 热态下整个励磁回路的绝缘电阻不得低于0.5 M，否则应查明原因，汇报值长和电气专业技术员或分场主任、副主任。10) 当发电机所属任一部分绝缘电阻低于规定值时，不得将发电机投入运行，应及时汇报有关领导并尽快采取相应措施加以恢复。11) 若测量结果较前次有明显的降低（考虑温度和空气湿度的变化，如降低到前一次的三分之一至五分之一）应查明原因，并将其消除。4.1.2. 并列前的准备操作4.1.2.1. 电气值班人员接到值长准备启机令后可进行下列准备操作（即发电机并列准备操作）。1) 得到值长命令。2) 查发变组回路工作票结束，安全措施已全部拆除。3) 查发电机、主变、厂高变回路绝缘合格，发电机氢、油、水系统压力，温度正常，符合有关规定。4) 查励磁系统正常，并处于备用状态。若停机时间超过15天，应查发电机转子温度不低于15，（参照定子铁芯温度不低于20），否则调整发电机转速至700r/min，升至15 ，方可继续启动。5) 通知总降变发电机出口开关转入热备用。6) 查集控220kV系统指示光字正常。7) 启动主变及厂高变风扇，查风扇运行正常。8) 查主变中性点接地刀闸合好。9) 查发电机出口PT保险器良好。10) 查发变组保护投入正确。11) 查励磁系统处于热备用状态（根据励磁规程要求）。12) 查发电机大轴接地碳刷接触良好。13) 按变压器运行规程将主变、厂高变转入热备用。14) 查同期装置正常。15) 查所有信号灯均完好。16) 查表计完整，指示正常。4.1.2.2. 非大修工作时，并列前的准备操作，应根据停机后实际情况填写操作票，停机后未操作过的设备，检修过又恢复的设备，只作检查，检查人员应对检查过得设备负责。4.1.3. 发电机升压并列与接带负荷规定4.1.3.1. 发电机不允许在空气冷却状态下投入运行，故升压前应检查氢系统正常。4.1.3.2. 对新安装或检修后第一次启动的机组应缓慢升速，并注意监听发电机的声音。4.1.3.3. 发电机达到1500r/min时，电气值班人员应检查：电刷是否有跳动，卡涩或接触不良的现象，如有上述情况应设法消除。4.1.3.4. 发电机达到额定转速后应进行下列检查：1) 检查发电机、励磁机各转动部件无异音，振动不超过规定值。2) 检查发电机其它各部温度、参数符合要求。4.1.3.5. 发电机并网条件1) 发电机频率与系统频率相同。2) 发电机电压与系统电压一致3) 发电机相位、相序与系统一致。4.1.3.6. 发电机并网操作原则1) 并网采用自动准同期方式。2) 同期并网采用自动通道调节励磁，只有在自动通道有故障时才能采用手动通道。4.1.3.7. 发电机自动准同期并网的步骤：1) 接值长并网令。2) 在发电机启动程序画面中启动发电机启动程序。3) 检查汽机并网条件满足4) 按启动程序第1条“汽轮发电机转速满足”后的“请确认”按钮。5) 启动程序自动励磁通道切至“自动”方式。6) 启动程序自动合上发电机励磁开关。7) 查发电机电压自动升至预设电压左右。8) 在励磁调节系统画面中按“励磁增”按钮升发电机电压至20kV。9) 按启动程序第4条“升发电机三相电压至20kV”后的“请确认”按钮。10) 检查发电机三相电流为零。11) 记录并核对发电机空载励磁电压电流正常。12) 检查发电机零序电压为零。13) 检查无发电机转子回路接地信号。14) 按启动程序选择同期合闸的开关。15) 启动程序自动选择出同期电压。16) 检查待并发电机电压、频率与系统相同。17) 按启动程序第10条“投入ASS”后的“请确认”按钮。18) 检查220kV开关自动准合闸。19) 启动程序退出ASS（自动准同期装置）和同期电压。20) 查发电机定子电流有指示且三相数值相同。21) 加发电机无功功率至10MVar。22) 机组并网完成。4.1.3.8. 自动准同期并网操作1) 接值长并网令。2) 将励磁通道切换开关切至“自动”位置。3) 查励磁调节方式为“电压”方式。4) 查机组转速稳定在3000rpm，合上发电机励磁开关。5) 查发电机电压自动升至预设电压左右。6) 将发电机电压升至24kV，在发电机升压过程中，应加强励磁电压、电流及定子电流的监视。7) 检查发电机三相电流为零。8) 记录并核对电机空载励磁电压电流正常。9) 检查发电机零序电压为零。10) 检查无发电机转子回路接地信号。11) 调节发电机电压、频率与系统相同。12) 调出201开关手动操作窗口。13) 按201开关合闸按键，检查合闸程序自动执行。14) 选择同期电压。15) 投入ASS。16) 201开关同期合闸。17) 退出ASS。18) 退出同期电压。19) 检查201开关确已合上。20) 查发电机定子电流有指示且三相数值相等。21) 加发电机无功功率至10MVar。22) 机组并网完成。4.1.3.9. 发电机并网后，有功负荷的调整即由机炉值班人员进行。4.1.3.10. 发电机并网后，应按调度命令执行主变中性点运行方式。4.1.4. 运行中的监视4.1.4.1. 值班人员应集中精力，认真监视，精心调整，确保电压、电流、周波及各部温升在允许范围内，并按规定认真填写运行日报表（每小时记录一次）。4.1.4.2. 发电机在满足下列参数且振动不超过75m（峰值），可带330MW负荷长期运行（四组氢冷器全投）：发电机电压 200005V发电机频率 50Hz2发电机功率因数 0.85氢气纯度 98氢气压力 0.3氢冷器入口冷却水最高温度 33氢冷器正常水温 4050氢冷器冷却水流量 350/h氢冷器冷却水压力 0.20.3MPa定子线圈冷却水压力 0.150.2MPa定子线圈冷却水温 4050定子线圈冷却水导电率 0.50.15s/cm4.1.4.3. 当发电机并入系统，当机组负荷达到40额定负荷以上，且锅炉、汽机、电气设备运行工况稳定时，可进行6kV厂用电源切换操作。4.1.4.4. 6kV单元段倒为厂高变带的操作：1) 检查厂高变具备带负荷条件。2) 检查厂高变分支电压和6kV单元母线电压一致。3) 给上6kV单元母线工作电源开关操作电源开关，检查开关处于热备用状态。4) 检查相应快切装置处于良好备用状态。5) 在快切装置面板上，检查远方并联切换方式设为“自动”。6) 在DCS上投入相应的快切装置。7) 在DCS上将装置切换方式设为“并联方式”。8) 在DCS上按“装置复位”按钮复归装置。9) 确认快切装置无闭锁信号。10) 在DCS上按“启动切换”按键。11) 监视工作开关合好，备用开关拉开。12) 此时DCS中快切装置“切换完毕”，“等待复位”信号亮，“装置复位”按键闪光。13) 按快切装置“装置复位”按键，复位装置。14) 重复进行另一段母线的电源切换。15) 前面检查厂高变及工作电源开关接带负荷正常。16) 检查备用电源开关可靠备用。4.1.4.5. 6kV公用段倒为单元段的操作1) 检查6kV单元段运行正常。2) 检查6kV单元段和6kV公用段母线电压一致。3) 给上6151（6251）开关操作电源开关，检查开关处于热备用状态。4) 给上5131（5141）开关操作电源开关，检查开关处于热备用状态。5) 检查相应快切装置处于良好备用状态。6) 在快切装置面板上，检查远方并联切换方式设为“自动”。7) 在DCS上投入相应的快切装置。8) 在DCS上将装置切换方式设为“并联方式”。9) 在DCS上按“装置复位”按键复归装置。10) 确认快切装置无闭锁信号。11) 在DCS上按“启动切换”按键。12) 监视工作开关合号，备用开关拉开。13) 此时DCS中快切装置“切换完毕”，“等待复位”信号亮，“装置复位”按键闪光。14) 按快切装置“装置复位”按键，复位装置。15) 重复进行另一段母线的电源切换。16) 全面检查厂高变及工作电源开关接带负荷正常。17) 检查备用电源开关可靠备用。4.1.4.6. 当一个氢气冷却器停运时，发电机仍能承担80额定功率连续运行，而不超过允许温升。4.1.4.7. 发电机壳内氢气纯度，额定：98，最小：95。4.1.4.8. 在正常氢压下，发电机允许的最大负序电流为10的额定电流，且最大相电流不超过额定电流。4.1.4.9. 发电机在压力自动调节方式运行时，规定力率不得大于1；在手动调节方式运行时，规定力率最大不超过0.97。4.1.4.10. 发电机出口电压最高不超过110Ue，同时发电机定、转子电流值不超过额定值。4.1.4.11. 发电机定子过电流允许时间（每年不超过两次）过电流值（）116130154220允许时间（s）1206030104.1.4.12. 发电机转子过电压允许时间（每年不超过两次）过电压值（）112125146208允许时间（s）1206030104.1.4.13. 发电机在额定负荷及正常的冷却条件下运时，各部分的允许最高温度主要部件允许温度（）定子绕组90定子铁芯120定子绕组出水90定子铁心120转子绕组110轴瓦90轴承及密封出油70热氢气65集电环1204.1.4.14. 在定子水冷系统工作正常，但定子线棒层间测温元件有读数异常，必须查对相应的出水测温元件读数，以判断读数异常的原因。温度异常的判据：元件位置负荷最高温与平均值之差最高温与最低温之差层间7567510010线棒出水100312连接线线棒出水1003612 发电机进风温度（冷氢）最高允许为40，氢气在发电机内的温升为14，（即发电机出入口风温差应小于14）。4.1.5. 检查与维护4.1.5.1. 运行中的发电机应经常进行全面详细的检查，正常应安排在高峰负荷时进行，每班两次，检查内容：1) 发电机各参数不超过允许值，灯光信号指示正常。2) 发电机内部声音应正常，无异音，特别是无金属摩擦、撞击声及放电声。3) 发电机本体无漏水，结露现象。4) 用手触摸发电机外壳各部位，应无局部过热现象。5) 检查发电机进出水，进出风温度、压力及流量不超过规定值。6) 在发电机下部出线套管外检查无漏水、异音及放电现象。7) 发电机各部件消防器材布置应满足消防要求。8) 发电机所有巡回检查路线内照明充足。9) 励磁系统按其运行规程要求进行检查。10) 开关、电压互感器、电流互感器及封闭母线等设备按配电装置运行规程要求进行检查。4.1.5.2. 发电机定子线圈、定子铁芯、进出风温度、定子冷却水出入口温度必须每小时检查一次，每班记录一次。若有特殊要求时，应根据实际情况缩短检查、超表时间。4.2. 发电机停运及停运后的工作4.2.1. 发电机紧急停机规定4.2.1.1. 发电机遇有下列情况之一者，应紧急停机：1) 汽轮机人员打闸，逆功率保护拒动；2) 汽轮发电机（包括同轴励磁机）内有摩擦、撞击声，转动突然增加50m或转动值大于160m；3) 发电机（包括同轴励磁机及封闭母线）氢气爆炸、冒烟、着火；4) 发电机事故时保护设备应跳而未跳时；5) 发电机主开关外发生长时间短路，定子电流表的指示指向最大，电压剧烈降低，发电机后备保护拒动；6) 发电机无保护运行（在直流系统瞬时选接地点和直流保险熔断，接触不良等能立即恢复者除外）；7) 发电机电流互感器冒烟、着火；8) 发电机定子线圈、氢冷器漏水；9) 发电机断水，且断水保护拒动；10) 发生直接危机人身安全的紧急情况；11) 发电机内部水冷回路局部阻塞造成个别测温点温度高出正常值12时；12) 制氢系统氢气干燥器不能正常投入致使氢气湿度超标无法及时恢复时。4.2.1.2. 紧急停机的操作：1) 联系汽机紧停发电机；2) 如果在集控外面发现上诉紧急情况时，应通过电话或跑步进入集控紧停发电机。4.2.2. 发电机请示停机规定4.2.2.1. 发电机遇有下列情况之一时应经请示停止运行：1) 由于某种原因造成发电机无主保护运行（因工作需要短时停一套保护并很快能恢复，具有具体安全措施者除外）；2) 发电机转子匝间短路严重，转子电流达到额定值时，功率因数0.95以上（即无功出力在有功出力的三分之一以下）；3) 进风（冷氢）温度超过40，出风温度异常升高到65以上，经采取措施后仍无效；4) 发电机定子线圈出水温度经采取降负荷等措施，仍超过规定值；4.2.2.2. 请示程序： 由主值班员汇报值长，值长汇报总工，决定需停机后，由值长向调度提出申请。4.2.3. 正常解列停机4.2.3.1. 发电机解列方式：打闸停机：减有功至零，减无功接近零，汽轮机打闸，逆功率保护动作解列发电机。4.2.3.2. 汽轮机打闸发电机解列操作：1) 得令：2) 倒换6kV厂用电为启动变带；3) 监视发电机有功负荷降为零；4) 汽机打闸，汽轮机主汽门关闭时，监视“逆功率保护动作”光字亮，检查201开关确已断开；5) 查发电机电压、电流至零；6) 查励磁系统“外部故障跳闸”、“励磁设备停运”光字亮；7) 查励磁机励磁电流、励磁电压为零；8) 汇报值长机组已停运。4.2.4. 发电机停运后的工作4.2.4.1. 对发电机停机时间、原因作好记录。4.2.4.2. 检查发电机变压器组各部分有无异常。4.2.4.3. 发电机停运后的操作：1) 拉开220kV变刀闸（总降变），降厂高变6kV两分支开关拉至试验位置；2) 停运主变、厂高变冷却系统；3) 断开起励电源；4) 取下发电机、主变自动记录仪用电源保险器；5) 打开发变组保护跳220kV开关及电跳机压板；6) 根据值长命令将励磁系统撤出备用。4.2.4.4. 停机期间，若定子冷却水有可能降到5以下，应通知汽机投入加热器，若加热系统故障，应分别采取下列措施：1) 如因其它设备故障，发电机停机后，则应保持定子冷却水泵运行，同时密切监视冷却水温和环境温度；2) 当发电机水系统故障引起停机时，若为可立即处理的故障，不需采取特殊措施。若发电机外部水系统故障或其它原因不能维持定子冷却水循环时，应将冷却水排放；3) 当发电机定子线圈漏水引起停机时，若漏水轻微，不需立即中断中断水循环，可保持冷却水泵运行一段时间，待作好相应措施后再进行冷却水排放及冲洗。若泄漏严重，则应中断水循环，立即排放冷却水，然后用外部加热发电机，直至缺陷处理完毕。4.2.4.5. 发电机停运超过15天为长期停机，不超过15天为短期停机。4.3. 发电机异常运行及事故处理4.3.1. 总则4.3.1.1. 正常运行时值班人员应根据当时运行方式、设备状况，运行参数变化趋势及气候条件做好事故预想。4.3.1.2. 发生事故时应做到：1) 根据表计指示、光字、保护运行情况及其它异常现象，正确分析判断事故原因、性质、地点，迅速处理，防止事故扩大。2) 保证厂用电运行，特别是机组保安段及交流逆变段的安全运行。倒换厂用电时防止非同期并列。3) 在电气设备上发生火灾时，应先切断电源，再进行事故处理，严禁使用泡沫灭火器灭火。4.3.2. 异常报警的处理4.3.2.1. 发电机过负荷1) 现象： “发电机过负荷”光字亮，蜂鸣器响，发电机三相定子电流超过允许值。2) 原因：系统内部发生故障（如系统振荡、系统切除了电源、系统出现有功无功缺额等）。出现短时冲击性负荷。大型电动机自启动。发电机强励。失磁运行。3) 处理：确认故障，解除音响。降低励磁电流（即减少无功），但电压和力率不得低于允许值。降低励磁电流无效时，应请示值长降低有功负荷。事故情况下，发电机定子电流在116额定电流时，只能运行2分钟。若过负荷信号发出后，强励动作时，值班人员不得干预。4.3.2.2. 发电机负序过流1) 现象：“发电机负序过流”光字亮，蜂鸣器响。2) 原因：系统中出现不对称负荷或电气设备、线路发生一相断线。发电机发生不对称短路或一相断线。3) 处理：确认故障，解除音响。“发电机负序过流”光字出现时，应尽快查明原因，采用降低负荷等措施消除，同时注意发电机各部温度变化。4.3.2.3. 发电机低周波1) 现象：“周波低”光字亮，蜂鸣器响。发电机频率下降。机组振动增大。2) 原因：系统出现有功缺额。汽轮机转速降低。3) 处理：确认故障，解除音响。当系统周波低于49.8Hz时，按照值长命令增加机组出力，使其恢复50.00Hz。系统周波发生严重降低时，应精心调整，尽量满发，并及时对发电机组进行全面检查，不得自行解列发电机组，及时汇报值长及调度。4.3.3. 发电