135MW电气运行规程.doc

2135MW机组电气运行规程 前 言本规程是为适应赤峰热电厂四期扩建工程2135MW机组生产现场的需要，根据我厂以往对发电运行设备的维护、操作、管理经验，结合相关技术资料及典型运行规程，通过征求有关专家意见，经工程技术人员充分讨论后编制而成。本规程制订参考书目：中国电力联合会颁布的电力工业标准汇编电气卷国家电力调度中心发布的电力系统继电保护规定汇编国家电力公司发布的防止电力生产重大事故的二十五项重点要求东北电管局颁布的汽轮发电机组运行规程国家电网公司发布的电业安全工作规程国家技术监督局发布的GB/1.1_1993标准化工作导则标准编写的基本规定本规程属于赤峰热电厂技术标准，各级生产及管理人员必须严格遵守并执行。本规程如需修改有关条款，应报厂安生部审核，经总工程师批准后方可进行。本规程下列人员必须熟悉：赤峰热电厂主管生产副厂长兼总工程师、生产部门正、副经理。本规程下列人员必须熟知并做到正确执行：值长、电气专责工程师、安生部及运行部技术管理人员、全体集控值班员。本规程编制单位：赤峰热电厂运行二部本规程批准：吴 岩 审定：郭凤波 刘永志 审核：林耀东 编写：孙文龙本规程2006年4月首次发布，2008年12月第四次修订。目 录第一篇 135MW发电机运行规程 1.1设备概况及规范-1 1.2发电机辅助设备及励磁特性-2 1.3发电机的启动-8 1.4发电机的停机-12 1.5发电机的运行方式-12 1.6发电机正常运行的监视检查和维护-13 1.7发电机异常运行和事故处理-15第二篇 变压器运行规程 2.1设备铭牌及规范-26 2.2变压器的投运和停运-30 2.3变压器冷却装置运行-35 2.4变压器运行的监视及维护-36 2.5变压器异常运行和事故处理-38第三篇 配电装置运行规程 3.1配电装置的正常运行方式-42 3.2断路器的规范及运行-44 3.3隔离开关的规范及运行-47 3.4母线-49 3.5电力电缆-49 3.6防雷设备-50 3.7电压互感器和电流互感器-51 3.8配电装置的异常运行和事故处理-55 3.9配电装置操作的一般原则-62 3.10事故处理的一般原则和要求-66第四篇 电动机运行规程 4.1电动机设备名称及规范-70 4.2电动机正常运行及检查-80 4.3电动机的异常运行及事故处理- -84第五篇 继电保护及自动装置运行规程5.1总则- -895.2发电机主变压器保护- -925.3其它设备装设的保护- 985.4瓦斯保护使用中的有关规定-1005.5 MFC2000-2微机厂用电快切装置-102第六篇 直流系统6.1直流系统设备技术规范-1056.2直流系统设备概况-1056.3直流系统的运行-1066.4直流系统的检查与维护-1076.5直流系统的异常运行及事故处理-1086.6直流系统日常运行维护-109第七篇 防误装置操作规程7.1总则-1117.2防误装置必须的功能-1117.3防误装置的使用-1117.4防误装置的正常检查试验-1127.5 UT-200型微机防误闭锁装置- -1127.6防止电气误操作事故措施-116第八篇 UPS系统介绍8.1总体特性-1198.2装置包括单元-1198.3液晶显示屏表示内容-1198.4 LED灯指示- -1208.5 UPS操作- -1218.6故障检修和问题解决-121119第一篇 135MW发电机运行规程21.1设备概况及规范2制造厂家3哈尔滨电机厂有限责任公司2006.0631.2 发电机辅助设备及励磁特性31.3发电机的启动91.4发电机的停机131.5发电机的运行方式131.6 发电机正常运行中的监视、检查和维护141.7发电机的异常运行和事故处理16第二篇 变压器运行规程262.1设备的铭牌及规范262.2变压器的投运和停运312.3变压器冷却装置的运行352.4变压器运行的监视及维护362.5变压器异常运行和事故处理38第三篇配电装置运行规程413.1 配电装置的正常运行方式413.2 断路器（开关）的规范及运行433.3 隔离开关的规范及运行463.4母线473.5电力电缆483.6防雷设备493.7电压互感器和电流互感器493.8配电装置的异常运行和事故处理543.9配电装置操作的一般原则603.10事故处理的一般原则和要求64第四篇 电动机运行规程684. 1 电动机的设备名称及规范684.2电动机的正常运行及检查774.3电动机的异常运行和事故处理81第五篇 继电保护及自动装置运行规程855.1总则855.2发电机主变压器保护895.3其它设备装设的保护955.4瓦斯保护使用中的有关规定975.5 MFC2000-2微机厂用电快切装置98第六篇直流系统1016.1设备技术规范1016. 2设备概况1026.3直流系统的运行1026.4 直流系统检查与维护1036.5 直流系统的异常运行及事故处理1046.6直流系统日常运行维护106第七篇 防误装置操作规程1077.1总则1077.2防误装置必须有以下功能1087.3防误装置的使用1087.4防误装置的正常检查试验1097.5 UT-2000型微机防误闭锁装置1097.6防止电气误操作事故措施113第八篇 UPS系统介绍1158.1总体特性1158.2装置包括单元1168.3液晶显示屏表示内容1168.4 LED指示灯1178.5 UPS操作1178.6故障检修和问题解决118第一篇 135MW发电机运行规程1.1设备概况及规范135MW发电机是哈尔滨电机厂有限责任公司生产的QF-135-2型空冷汽轮发电机。冷却方式是采用密闭空气自通风循环冷却，其定子铁心和绕组采用表面空气冷却，转子绕组由空气直接冷却。发电机励磁系统采用由机端变压器经静止可控硅整流励磁的自并励微机励磁系统。1.1.1 #1、2发电机规范型 号QF-135-2视在功率（KvA）158824额定有功功率（Kw）135000定子电压（V）13800功 率 因 数(cos)0.85(滞后)额定定子电流（A）6645转子电压（空载V）77.42转子电压（负载V）237.1转子电流（空载V）561转子电流（负载A）1476.8转速（r/min）3000频率（Hz）50最大功率（Kw）150000冷却方式空冷绝缘等级F效率（%）98.69定子绕组接线方式Y-Y主引线端子数6励磁方式静止可控硅整流励磁相数3定子绕组温度（）120入口风温（）2040定子铁芯温度（）120空冷器风量（m3/s）43转子绕组温度（）110投产时间(年)2007出厂编号3-60531 3-60532技术条件OEA.460.288制造厂家哈尔滨电机厂有限责任公司2006.06注：发电机采用“F”级绝缘系统，实际使用的温度限值按照“B”级1.2 发电机辅助设备及励磁特性1.2.1 发电机的冷却系统转子每端设有轴流式风扇。以对机内空气进行强制循环，其风扇叶片由高强度铝合金模锻成，固定到转轴上的风扇座环上。空气冷却器通过水和空气的热交换带走发电机内的损耗，本型发电机有四组冷却器，每组包括两个冷却器，横放于发电机底部的封闭小间内。每组冷却器具有各自独立的水路，便于维护。1.2.2 发电机的灭火装置当发电机着火时，应立即使发电机与系统解列，切断励磁开关，并向机内喷水。火灭后，要立即停止喷水，以免发电机绕组受潮。在灭火的过程中应保持发电机在额定转速的10%左右转动，以使发电机绕组进行干燥和防止转子弯曲。1.2.3发电机的励磁系统我厂两台135MW机组的励磁系统是GEC300励磁系统，本系统属于自并励励磁系统，它由励磁变压器、励磁调节柜、功率柜和灭磁过压保护柜构成。励磁调节柜内安装的是励磁控制器，是励磁反馈的核心部分，并完成逻辑操作、起励等功能。功率柜内安装的是由大功率可控硅组成的三相全控整流桥，根据发电机励磁电流的大小，由功率柜向发电机提供励磁电流。灭磁保护柜中安装的是灭磁开关和非线性过电压吸收装置。1.2.3.1微机励磁系统的使用环境1.2.3.1.1使用地点的海拔高度2000米。1.2.3.1.2环境温度为1545。1.2.3.1.3环境相对湿度90%。1.2.3.1.4装置周围环境应保持干燥、清洁、无剧烈震动、通风良好、无爆炸、腐蚀性气体、所含导电尘埃的浓度不应使绝缘水平降低到允许值以下。1.2.3.1.5厂用电供应：交流380/220V，许可偏差15%；直流220/110V，许可偏差-20%15%。当以上条件不能严格满足时，会影响微机励磁系统的使用寿命及运行的安全可靠性。1.2.3.2励磁系统投入正常运行应具备的条件1.2.3.2.1即将投入的设备有关技术文件及记录已齐全。1.2.3.2.2所需的起励电源、操作电源、合闸电源等均正常可靠，并能按规定要求投入或自动切换。1.2.3.2.3冷却系统工作正常、可靠。1.2.3.2.4所有设备、装置在检修或安装完毕后达到了规定的性能和质量要求。1.2.3.3 微机励磁系统的正常运行1.2.3.3.1励磁系统正常运行时有关单元及装置均应投入并运行正常。1.2.3.3.2励磁系统的各设备参数、工况、整定值等均满足运行要求并在设计允许值之内。1.2.3.3.3为了保证运行的可靠性，微机励磁调节系统采用双置结构，分为相对独立的A套和B套。A、B套一般运行在跟踪切换方式。1.2.3.4 微机励磁调节系统的正常运行方式 1.2.3.4.1并列运行方式：指A、B套相对独立的运行，并同时发出脉冲，承担负荷电流（理想状况下各带50%）。若单套发生故障，则自动将故障套切除，另外正常运行的一套自动带满100%负荷。在故障切换时一般没有明显波动。1.2.3.4.2跟踪切换方式：A、B套中有一套控制器在主状态下运行，另外一套处于备用状态（从状态）。主状态一套发出控制脉冲并承担全部负荷，从状态一套不发脉冲。若主状态控制器发生故障则切换成备用状态，而原来备用的控制器此时则做为主控制器运行。在正常无故障运行时，也可以通过“主从切换”按钮切换A、B套的主、从状态。1.2.3.5 微机励磁调节系统控制器（AVR）的运行状态1.2.3.5.1每套AVR的控制方式有两种：自动模式和手动模式，在正常时两模式之间可以无扰动切换，在异常情况下可自动切换，以保证发电机正常励磁。 1.2.3.5.2自动模式为电压闭环运行方式，手动通道为电流闭环模式。正常情况下，系统上电运行在自动模式，在人为切换为手动模式或者系统发生异常（如PT断线或某些保护动作时）时将切换到手动模式。1.2.3.6 微机励磁系统的特殊运行方式。凡发生下列运行工况，励磁系统即为特殊运行方式。1.2.3.6.1自动励磁调节器退出，以手动方式运行。1.2.3.6.2整流功率柜缺柜运行，即整流功率柜的部分并联支路退出运行。1.2.3.6.3限制励磁电流运行。1.2.3.6.4 一套励磁调节系统因故障退出运行，另一套系统投入运行。1.2.3.6.5最大励磁电流限制，励磁过电流限制等任一必设辅助功能单元退出运行。1.2.3.6.6双套自动调节通道仅有一套能正常运行。1.2.3.6.7冷却系统故障。1.2.3.7 使用微机励磁系统时的注意事项：1.2.3.7.1 “开机令”条件是：GEC在等待状态，灭磁开关在合上位置。无“起励失败”报警，“开机令”有效。1.2.3.7.2停机逆变的条件是：GEC在运行状态并且满足以下条件之一者逆变灭磁停机，在空载状态下“停机令”有效；正常运行状态(非监控状态)下电压给定值Ur小于0.3；在空载状态下发电机的频率F小于45Hz或大于65Hz。1.2.3.7.3用“开机令”起励升压后，GEC进入励磁闭环反馈调节。若有异常情况或某套调节器发生故障，可用“停机令”按钮停机，然后进行检修。1.2.3.7.4若起励成功，GEC开机后，将从等待状态进入运行状态，若起励失败（在起励5秒钟内发电机机端电压Ut小于设定的起励成功电压Uts）则报“起励失败”这时应检查相关的回路，特别是起励回路。然后用“信号复归”按键清除报警信号后再起励。1.2.3.7.5励磁操作可以通过操作控制单元上的“增磁”、“减磁”按钮实现，也可以在集控室DCS系统操作。1.2.3.8 启励设备启励电源来自厂用交流电降压整流提供，发电机开机前励磁系统已处于投入状态，开机时，接到启励信号时自动投入启励，当发电机升至10%额定电压时，启励回路自动断开，如启励不成，10s后启励电路自动切除，并送出“启励失败”报警信号。1.2.3.9启励前检查1.2.3.9.1发电机在额定转速；1.2.3.9.2厂用400V母线启励电源开关合闸。1.2.3.9.3灭磁柜启励电源空开合闸。1.2.3.9.4控制柜关好，并可以用于运行。1.2.3.9.5发电机空载运行时，励磁设备的所有输入输出完好无短路。1.2.3.9.6灭磁开关和微机调节器的供电正常。1.2.3.9.7励磁系统无报警和故障信息。1.2.3.9.8励磁调节器切换到自动模式。1.2.3.10励磁设备的基本操作1.2.3.10.1合上调节柜ECU单元直流电源开关5DK；交流电源开关6DK；1.2.3.10.2合上调节柜A套控制器直流电源开关1DK，交流电源开关2DK；1.2.3.10.3合上调节柜B套控制器直流电源开关3DK，交流电源开关4DK；1.2.3.10.4合上#1功率柜交流输入刀闸YK1，直流输出刀闸ZK1；1.2.3.10.5合上#2功率柜交流输入刀闸YK2，直流输出刀闸ZK2；1.2.3.10.6合上#1功率柜风机电源开关11FDK、12FDK；1.2.3.10.7合上#1功率柜脉冲放大直流电源开关11DK；交流电源开关12DK；1.2.3.10.8合上#2功率柜风机电源开关21FDK、22FDK；1.2.3.10.9合上#2功率柜脉冲放大直流电源开关21DK；交流电源开关22DK；1.2.3.10.10合上灭磁开关操作电源开关61DK；1.2.3.10.11合上灭磁开关合闸电源开关62DK；1.2.3.10.12合上起励电源开关63DK。1.2.4发变组封闭母线1.2.4.1发变组封闭母线投运前的检查1.2.4.1.1母线接地线已拆除，封闭母线内无异物，检修工作完成，工作票已终结，并有书面交待。1.2.4.1.2检修后的母线绝缘合格，对地绝缘不低于100 M。1.2.4.1.3检修后的母线密封性试验合格。1.2.4.1.4检查微正压装置完好，各阀门、开关位置正确。1.2.4.1.5母线外壳完好，各处螺丝紧固、接地良好、各支持部件牢固无松脱现象。1.2.4.1.6检查发电机中性点接地变压器正常。1.2.4.1.7检查机端PT、避雷器柜内无杂物、检查PT及其高压保险完好。1.2.4.2封闭母线技术参数序号项目名称主回路厂用分支PT和励磁分支1额定电压(KV)15.7515.7515.752额定电流(A)10000160016004相数3335频率(HZ)5050506动稳定电流(KA)峰值40056056074S热稳定电流(KA)1252002008母线正常运行最高温度()9090909母线接头最高温升()10510510510外壳连接最高温度()70707011铝母线外径及厚度(mm)380*12 150*12 150*1212铝外壳外径及厚度(mm) 900*7 650*5 650*513相邻相间中心距离(mm)120085085014一分钟工频耐压有效值(kV)57686815冲击耐压(kV)10512512516冷却方式自冷自冷自冷17母线涂漆(外表)灰色灰色灰色18外壳涂漆(内表面) 灰色灰色灰色19外壳涂漆(外表面)灰色灰色灰色1.2.4.3微正压装置投入运行的操作1.2.4.3.1 送上微正压装置电源，检查启动正常。1.2.4.3.2检查微正压装置出口压力为0.4-0.45Mpa。1.2.4.3.3检查各部分运行正常。1.2.4.3.4待封闭母线压力达到2.5kpa时微正压装置停止并泄压。1.2.4.3.5待封闭母线压力下降到1.5kpa时微正压装置启动并升压。1.2.4.4封闭母线运行中的检查1.2.4.4.1检查封闭母线压力值符合规定要求。1.2.4.4.2微正压装置运行正常，汽水分离器底部无水，不漏气。1.2.4.4.3封闭母线表面及连接处无过热现象。1.2.4.4.4封闭母线无异常振动，无异声；1.2.4.4.5封闭母线的外壳牢固，接地良好。1.2.4.4.6励磁变、机端PT无异常。1.2.4.4.7临近的金属构件无异常发热现象。1.2.4.4.8各空气管无堵塞，干燥剂无变色现象，放水管无水滴。1.2.4.5封闭母线投运前的密封性试验1.2.4.5.1启动母线微正压装置，给封闭母线冲压缩空气。1.2.4.5.2当封闭母线内压力达到2.5Kpa时微正压装置应自动停运。1.2.4.5.3待封闭母线压力下降到1.5kpa时微正压装置自启动。1.2.4.5.4记录母线内压力由2.5Kpa降到1.5kpa的时间应大于20分钟。1.2.4.6微正压装置的维护1.2.4.6.1机组运行和短时停机期间，微正压装置都必须投入运行。1.2.4.6.2储气罐每月1，10，20日白班放水一次。1.2.4.6.3汽水分离器应由检修人员每半年清洗一次滤芯，以防堵塞气路。1.2.4.6.4吸附器内分子筛变质并蓝色硅胶变白时应更换分子筛和硅胶。1.3发电机的启动1.3.1机组大、小修后应做的试验1.3.1.1应做发电机绝缘测量1.3.1.2发变组信号、保护、主开关、厂用分支开关、灭磁开关传动试验1.3.1.3发电机灭磁开关联跳主开关及高厂变A、B分支开关试验1.3.1.4主汽门关闭联跳主开关试验1.3.1.5厂用快切切换试验1.3.2发电机启动前的检查1.3.2.1新安装和检修后的发电机必须检查有关设备的工作票已全部终结，短路线和接地线等临时安全措施全部拆除，并完成启动前的各种试验，现场清洁整齐，无遗留物品。恢复常设栅栏及标示牌，并有详细的安装或检修书面交代和有关变更图纸、资料。1.3.2.2发电机窥视孔玻璃完整清洁。检查定子线圈应无结露、折瘪、绑线断裂、垫块松动、存在异物等异常现象。1.3.2.3检查定转子线圈、铁芯温度测点正常。1.3.2.4发电机滑环电刷，大轴接地电刷接线牢固，压簧完整，电刷在刷握内无卡住现象，刷架与滑环表面距离2-3mm，电刷长度不小于30mm，连接软线完整牢固，无接地、短路、断股现象，弹簧压力均匀，电刷在刷握内活动自如。1.3.2.5发电机空冷器投入运行，空冷室门关闭严密，无漏水结露现象，窥视窗玻璃完整，照明良好。1.3.2.6励磁控制、调节系统各部位正常。1.3.2.7发电机引出线支持瓷瓶，电流互感器、电压互感器、中性点接地刀闸及隔离开关应正常。1.3.2.8发变组出线开关在分位，机构、储能良好，SF6气压、油压正常。1.3.2.9DCS画面内的显示状态正确，与实际状态相符。1.3.2.10发变组保护柜各保护投入齐全，各压板位置正确。1.3.2.11主变、高厂变、励磁变风冷装置投运后无异常、运行方式设置正常。1.3.2.12封闭母线完好，无破损，微正压装置无异常。1.3.2.13检查主变中性点刀闸已合好。并在机组并列后根据调度命令调整其位置。1.3.3发电机绝缘电阻的测量1.3.3.1发电机在停机后和停机24小时以上启动前必须测量其定、转子回路绝缘电阻。1.3.3.2对定子绕组为F级绝缘，用2500V兆欧表测量其绕组对地的绝缘电阻，其电阻值1M/KV。1.3.3.3 励磁绕组的绝缘电阻，用1000伏兆欧表测量，其绝缘电阻1M。1.3.3.4测量发电机定子回路绝缘可以包括连在定子回路上不能用隔离开关断开的各种电气设备(主变、高厂变、励磁变)。1.3.3.5转子线圈绝缘测量前应分开灭磁开关、退出发电机转子保护。1.3.4 发电机启动、并列、带负荷1.3.4.1发电机启动过程中应注意的问题1.3.4.1.1在发电机空冷器未通冷却水之前，任何情况下都不得冲转加励磁带负荷。1.3.4.1.2发电机启动前应检查灭磁开关在分闸位置。1.3.4.1.3发电机一经转动，即认为发电机及其全部设备均已带电。从此时起凡是发电机定子回路中的工作均应遵照相关安全规程的规定进行。1.3.4.1.4发电机启动时应监听发电机的声音，检查轴承润滑及机组振动情况。如发现不正常应立即报告值长，查明原因。1.3.4.1.5当发电机转速达到1500r/min时应检查发电机各部分正常，碳刷是否有跳动、卡涩、或接触不良现象。1.3.4.1.6转速达到额定值时应对发电机进行全面检查，轴承温度是否正常，机组振动合格，碳刷无卡涩，空冷器无漏水，无异常现象发生。1.3.4.2发电机升压、并列操作（以5214开关为例）1.3.4.2.1机组定速3000rpm稳定后，接到值长命令后方可升压。1.3.4.2.2合上发电机灭磁开关。1.3.4.2.3在DCS界面上点“开机令”按钮，检查发电机定子电压平滑升至设置值（90%额定电压）。1.3.4.2.4点“增磁”并“执行”按钮升发电机电压至额定值。（以主变高压侧升压至220KV系统电压值）1.3.4.2.5发电机升压后，应核对发电机空载额定转子电压、电流值。并作好记录。1.3.4.2.6接到汽机DEH“同期自动允许”请求且得到值长命令后方可进行并列操作。1.3.4.2.7将发电机同期转换开关切到“远控”位置。1.3.4.2.8在电气公用系统操作员站主接线画面点击发电机出口“5214”（“5213”）开关弹出同期操作框。1.3.4.2.9按“5214同期”（5213同期）按钮，点“执行”按钮。1.3.4.2.10按“出口控制”按钮，点“执行”按钮。1.3.4.2.11按“同期启动”按钮，点“执行”按钮，发电机自动调整参数后与系统并列。1.3.4.2.12检查发电机出口5214（5213）开关确已合闸，并作好记录。1.3.4.2.13将发电机同期转换开关切到“退出”位置。1.3.4.3发电机同期并列必须满足下列条件1.3.4.3.1发电机变压器组出口电压与系统电压相等，最大偏差不大于5%，且待并发电机变压器组出口的电压比系统电压稍高为宜。1.3.4.3.2发电机周波与系统周波相等。1.3.4.3.3发电机相位与系统相位一致。1.3.4.3.4发电机相序与系统相序一致。1.3.4.4发电机升压、并列时的注意事项1.3.4.4.1发电机启励过程中严禁进行励磁方式自动与手动的切换。1.3.4.4.2在升压过程中，应密切注意发电机电压、电流，转子电压、电流及发电机、变压器有无异常现象，否则应立即点“关机令”逆变灭磁，断开灭磁开关，进行详细检查。1.3.4.4.3集控室在同一时间内只准投入一个开关的同期装置。1.3.4.4.4只采用自动准同期装置对机组进行并列，禁止手动准同期方式并列。1.3.4.4.5发电机变压器组一、二次有关设备新安装、检修后或同期回路有工作时，必须经核相无误并做发电机组开关假同期并列试验正常后，方可进行发电机的同期并列操作。1.3.4.5发电机厂用电源的切换（以#1机为例）1.3.4.5.1发电机并网后带5%初负荷暖机，只要机组运行稳定，4060MW即可将厂用电倒由本机接带。1.3.4.5.2检查机组IA段快切装置方式转换开关在“方式2”位置。1.3.4.5.3检查机组IB段快切装置方式转换开关在“方式2”位置。1.3.4.5.4在机组操作员站单元接线画面点“6KVIA段快切”操作端，弹出快切开关操作框。1.3.4.5.5点“手动”、“执行”按钮，将6KVIA段切至本机代。1.3.4.5.6在机组操作员站单元接线画面点“6KVIB段快切”操作端，弹出快切开关操作框。1.3.4.5.7点“手动”、“执行”按钮，将6KVIB段切至本机代。1.3.4.5.8检查切换正常，将IA、IB段快切装置复归并做好记录。1.4发电机的停机1.4.1发电机停机操作原则1.4.1.1 发电机解列前，若机组稳定运行，宜在机组有功负荷降至40MW左右时，再利用快切装置将6KV厂用电倒至启备变接带。1.4.1.2发电机解列前应检查主变中性点刀闸在合闸位置。1.4.1.3发电机正常解列必须待值长命令，并应在机组有功、无功负荷降至零后进行（现发电机解列方式为汽轮机打闸后由逆功率保护动作解列发电机）。1.4.1.4 检查发变组出口开关、灭磁开关确已断开。1.4.1.5检查发电机灭磁正常并作好记录。1.4.1.6按值长要求停止励磁系统、发电机出口PT、220KV系统PT及其隔离开关。1.4.1.7检查空冷器冷却水门已关闭。1.4.1.8停止主变、高厂变冷却装置。1.4.1.9测量发电机热状态下定、转子绕组的绝缘电阻。1.5发电机的运行方式1.5.1发电机按照制造厂铭牌规定的数据允许长期运行。1.5.2 发电机运行各部位最高允许监视温度不得超限。如果冷却介质的温度或温升超限或虽未超限但有较大变化时，应查明原因使其温度降至允许范围内。如果定子线圈、铁芯的温度或温升超限，则应减少定子电流、转子电流，直到允许温度或温升为止。1.5.3 发电机运行电压的变动范围在额定电压的5%以内而功率因数为额定值时，其额定容量不变。1.5.4 发电机连续运行的最高允许电压不得大于额定值的110%，且转子电流不得大于额定值。发电机的最低运行电压不得低于额定值的90%。1.5.5 当发电机定子电压下降到低于额定值的95%时，定子电流长期允许的数值，不得超过额定值的105%。1.5.6 定子三相不平衡电流之差10%Ie，且最大一相额定电流。1.5.7发电机负序电流与额定电流之比不大于8%，事故不平衡负荷允许值：t(s)23451020I(%)223182158141100711.5.8 系统周波正常在500.2Hz范围内。周波变化在500.5Hz时，且功率因数为额定值时，发电机可按额定容量运行。1.5.9 正常运行中，应调整发电机的无功出力，使220KV侧电压在相应时段的电压曲线的上下限之间运行。1.5.10 在系统需要时，发电机允许进相运行，但不超过进相（超前）的0.95。1.5.11正常运行维持发电机功率因数0.85迟相运行，当自动励磁调节器投入时可适当提高功率因数。1.6 发电机正常运行中的监视、检查和维护1.6.1 冷却介质的监视与调整1.6.1.1发电机正常运行时入口风温一般在2040，但不超过40，出口风温90。发电机的入口风温最低值以空冷器不结露为限。两侧入口风温温差一般5。1.6.1.2发电机空冷器的冷却水进水温度不大于33。1.6.2 发电机线圈、铁心温度监视1.6.2.1定子线圈、铁芯温度120。1.6.2.2转子线圈温度110。1.6.2.3轴瓦的出口油温度不许超过65，轴瓦温度不许超过80。1.6.3 运行中对发电机及附属设备检查项目如下1.6.3.1正常运行中的发电机每班应对定子、转子绝缘水平进行检查。1.6.3.2发电机及附属设备的各部温度、温升正常。1.6.3.3发电机声音正常，机组振动不超过允许值（0.08mm）。1.6.3.4消防装置压力正常，管路无堵塞、破损。1.6.3.5DCS系统状态正常，显示与实际工况相符合。1.6.3.6各保护压板及励磁系统各压板投退位置正确。1.6.3.7各开关，隔离开关位置与运行状态相符，无过热现象。1.6.3.8各切换开关位置正确，指示灯指示正常。1.6.3.9空冷器无漏水、结露现象，门关闭严密。1.6.3.10.滑环表面无变色、过热现象，其温度应901.6.3.11刷架端正，滑环清洁，碳刷（包括大轴接地碳刷）接触良好，无损坏，压簧完整，碳刷压力均匀，无过热、卡住、跳动、冒火等现象，碳刷引线良好，碳刷长度30mm。1.6.3.12各部接线牢固，无松动及过热现象。1.6.3.13励磁系统各装置无短路冒烟等，各元件无发热振动、损坏等异常现象，各熔断器完好，硅元件最高温度120，温升80。1.6.3.14励磁调节柜调节状态正常，整流柜内冷却风机、均流显示运行正常。1.6.3.15各表计指示正常，两套整流器输出电流不应相差太大。1.2.4.16微正压装置工作情况正常。1.6.4发电机滑环、电刷的维护1.6.4.1工作时应穿长袖上衣，袖口应扎紧，女职工应把发辫盘在工作帽内。1.6.4.2应穿绝缘靴或站在绝缘垫上，禁止两人同时在同一发电机励磁系统的两极上工作，禁止同时用双手直接接触不同极的带电部分，或一手接触带电部分，另一手或身体其它部位接地。在转动着的发电机上更换碳刷，应一人监护，一人进行工作。 1.6.4.3所用工具应用绝缘物包扎好，以免造成接地短路。1.6.4.4在清洗滑环表面时，必须用干净的布擦拭，如不见效则在布上浸沾微量的酒精擦拭积垢碳迹，必须注意不使火花落在布上引起火灾。1.6.4.5运行中发现碳刷长度小于30mm时，应通知检修更换。1.6.4.6所更换得碳刷型号规格应一致，一次更换碳刷的个数不应多于碳刷总个数的1/3。同一刷架不应超过2块。1.6.4.7所更换的碳刷要研磨良好，接触面不小于2/3。1.6.4.8更换碳刷时应检查压簧压力正常，无过热断裂现象。1.6.4.9所更换的碳刷应检查其在刷框内的活动情况，有无卡涩现象。1.7发电机的异常运行和事故处理1.7.1发电机有下列情况之一者，必须紧急停机解列1.7.1.1发电机或发变组主回路发生持续短路、定子电流指向最大而电压剧烈降低、发电机保护装置拒动。1.7.1.2发电机内部冒烟起火或爆炸。1.7.1.3发电机组出现超过允许的剧烈振动。1.7.1.4出现危及人身安全的事故。1.7.2发变组开关自动跳闸1.7.2.1现象：1.7.2.1.1警铃响，DCS发出报警。1.7.2.1.2发变组开关和励磁开关跳闸，快切动作厂用分支切换，发电机各表计指示值到零。1.7.2.2处理：12如高厂变的6KV开关未跳闸，应立即手动拉开，使备用电源开关自投，厂用电源跳闸而备用电源未投应将备用电源开关强送一次。1.7.2.2.3检查保护动作情况和跳闸原因。1.7.2.2.4.7.2.2.1检查励磁开关是否跳闸，发电机定子电压是否有不正常升高，如果励磁开关未跳闸，应立即拉开励磁开关。1.7.2.2.当发电机由于内部故障保护动作时，应对发电机有关设备和所有保护区的电气回路做详细外部检查，测量定子线圈绝缘电阻，查明有无故障象征（烟火、响声、绝缘臭味、放电和烧伤痕迹等）、对动作的装置进行检查并询问值班调度电网有无故障。如发电机及其回路没有明显故障，汇报值长对发电机进行零起升压。如升压时没有发现不正常现象，则可将发电机并入电网运行。如升压不正常，应立即停机，通知检修做详细检查后处理。1.7.2.2.5如果发电机由于电网内或升压站母线上的短路过流动作跳闸，同时内部故障的保护装置未动作跳闸，经外部检查发电机未发现不正常，按值长命令即可进入并网运行。1.7.2.2.6如属机炉热工保护动作，待机炉等恢复正常，值长命令重新并网。1.7.2.2.7如确系人员误碰、误操作、应尽快将发电机并入电网。1.7.3 发电机过负荷1.7.3.1现象：1.7.3.1.1DCS报警：定子绕组过负荷；转子表层过负荷。1.7.3.1.2发变组保护装置出口信号：定子绕组过负荷；转子表层过负荷。1.7.3.1.3集控室电气辅助屏光字牌亮。1.7.3.1.4定、转子电流超过额定值，转子电压超过正常值。1.7.3.1.5发电机有功、无功负荷超过正常值。1.7.3.2处理：1.7.3.2.1在事故情况下，允许发电机的定子线圈在短时间内过负荷运行，同时也允许转子线圈有相应的过负荷。短时允许定子线圈过负荷的电流值和时间见下表：时间 (S)103060120定子实际电流（A）1461910233.38638.57708.2定子电流/额定定子电流(%)220154130116转子绕组允许短时过电流运行时间 (S)103060120转子实际电流（A）3211.522254.2419301729.28励磁电压/额定励磁电压（%）208146125112注：但以上两种运行方式每年分别不能超过两次，时间间隔不少于30min。1.7.3.2.2发电机事故过负荷时应充分考虑主变的过负荷能力。1.7.3.2.3过负荷时应加强监视发电机定转子线圈温度、定子线圈温度均不得超过规定值。1.7.3.2.4当发电机的定子电流超过允许值时，值班员应首先检查发电机的功率因数和电压，并注意核算电流超过额定值的倍数和持续时间，减少转子励磁电流，降低定子电流到最大允许值，但不得使功率因数过高和电压过低。如减少励磁电流不能使定子电流减低到正常值时，则必须降低发电机的有功负荷，若时间允许可与电网调度员联系限制部分负荷。 1.7.4.1现象：1.7.4.1.1DCS报警:发电机负序过负荷。1.7.4.1.2发变组保护装置出口信号，发电机负序过负荷。1.7.4.1.3定子三相电流指示不一致。1.7.4.1.4负序电流指示增大。1.7.4.1.5机组振动可能超过正常值。1.7.4.2处理：1.7.4.2.2检查是否表计或CT回路故障引起。1.7.4.2.3适当降低发电机负荷，使不平衡值降到允许的范围内。1.7.4.2. 1.7.4.2.1汇报值长。查询是否由系统引起。4当三相负荷不对称时，若发电机的负序电流超过额定值时，应立即解列停机。1.7.4.2.5检查发电机变压器组及所属回路是否有异常现象。1.7.5发电机各部温度异常升高超过允许值1.7.5.1现象：1.7.5.1.1发电机定子线圈温度超过120。1.7.5.1.2发电机转子温度超过110。1.7.5.1.3发电机入口风温超过40。1.7.5.2处理：值班人员应立即根据仪表的指示，检查有无某种不正常的运行情况。如：三相电流是否平衡，冷却系统是否有问题，并将所发现的问题报告值长和二部领导，采取一切措施查明并消除过热的原因。在未查明原因之前防止超温，应采取下列措施：1.7.5.2.1开大空气冷却器入口门。1.7.5.2.2减少励磁电流，但力率、无功、电压应保持在允许的范围内。1.7.5.2.3请示值长，将出力向其它机组转移或联系调度减少发电机负荷至温度达到规定值。1.7.5.2.4上述处理无效，应将发电机解列停机，在停机前如条件允许应报告总工程师。1.7.6发电机电流互感器(CT)二次开路1.7.6.1现象： 1.7.6.1.1差动回路断线报警。1.7.6.1.2仪表用CT开路时，开路相定子电流表指示值失常，发电机有功、无功指示降低；1.7.6.1.3励磁调节器用的CT开路时，自动励磁调节器输出减少；1.7.6.1.4CT开路处有焦糊味及冒烟、火花等现象等。1.7.6.2处理：1.7.6.2.1若此时汽轮机为“功率控制”应立即更改其控制方式。1.7.6.2.2适当降低发电机负荷。1.7.6.2.3如保护回路CT开路，应立即停用有关保护（如差动保护）。1.7.6.2.4如励磁调节器用的CT开路，应立即停用有关保护和该励磁调节器。1.7.6.2.5联系检修就地短接CT端子。1.7.6.2.6若CT开路处靠近一次设备无法处理时应停机处理。1.7.6.2.7待处理正常后，投入有关保护。1.7.7发电机电压互感器断线1.7.7.1现象：1.7.7.1.1DCS报警：发电机电压回路断线。1.7.7.1.2发变组保护装置出口信号：发电机电压回路断线。1.7.7.1.3仪表用PT断线时，发电机有功，无功指示减小，电能表转慢。1.7.7.1.4周波指示异常。1.7.7.1.5发电机定子电压表指示降低或为零。1.7.7.1.6如PT一次保险熔断，DCS显示零序电压升高；如PT二次保险熔断，DCS显示零序电压不变。1.7.7.1.7微机自动励磁调节器“PT回路断线”报警。1.7.7.2处理：1.7.7.2.1若此时汽轮机为“功率控制”应立即更改其控制方式。1.7.7.2.2停用接在此PT上的关于电压降低的有关保护（如复压过流保护）。1.7.7.2.3联系机炉稳定有功负荷。1.7.7.2.4如PT二次保险熔断，应立即更换；如PT一次保险熔断，则应取下二次保险，采取安全措施后拉出PT小车隔离开关，检查是否是由于PT本身故障引