华润电力电气规程

华润电力涟源电厂2×300MW

电 气 运 行 规 程

（初稿）

批准：

审核：刘洪文

编写：苏 干

二 O O 七 年 十二 月

前 言

本规程规定了我厂机电气设备的检查、启动、运行、调整、维护及事故分析、故障处理的方法。 生产总经理、副总经理、总工程师、副总工程师、安全监察部有关专职应通晓本规程。

本规程适应于300MW集控主值班员、副值班员、巡检员；发电部主任、专职工程师及有关专业人员；值长、生产发电部、检修单位等有关专业人员。

本规程依据制造厂说明书、设计院资料及部颁规程和标准，结合上级有关反措编写而成。在编写此规程中，由于编写人员水平有限、部分技术资料欠缺及机组未经生产调试，其中部分内容尚不完善，有待根据现场执行情况进行完善修改，希望大家多多提出宝贵意见。 本规程和《机炉运行规程》、《反事故技术措施》、《机炉辅机运行规程》配合使用。 本规程由总工程师批准后执行。 引用标准

《电力工业技术管理法规》。 《电力安全工作规程》。 《电业生产事故调查规程》。 制造厂技术说明书。

结合现场实际和同类机组运行经验。

1 电气系统概况

1.1 电气主接线及厂用电系统概况 1.1.1 电气主接线

1.1.1.1 我厂电力工程装有2台300MW发电机组，采用发变组-变压器单元制接线，由1#、2#主变接入220KV GIS屋内配电装置向系统供电。

1.1.1.2 220KV GIS系统采用双母线接线方式，通过城西Ⅰ线和城西Ⅱ线接入220KV城西变电站。高起/备变接入涟源220KV变电站。其中城西Ⅰ线接在220KVⅠ段母线、城西Ⅱ线接在220KVⅡ段母线，220KVⅠ段母线和220KVⅡ段母线之间装有母联断路器 1.1.2 中性点接地方式

1.1.2.1 220KV中性点接地方式：中性点不接地。

1.1.2.2 发电机中性点接地方式：中性点经单相接地变压器接地。

1.1.2.3 主变、高起/备变中性点接地方式:经隔离开关和保护间隙及避雷器可选择方式接地。高起/备变中性点直接接地。

1.1.2.4 6KV中性点接地方式：中性点经电阻接地。 1.1.2.5 400V中性点接地方式：中性点直接接地。 1.1.3 厂用电系统

1.1.3.1 厂用电系统主要有6KV、400V等系统。

1.1.3.2 6KV厂用电系统正常运行时由发电机经主变低压侧的两台双绕组厂用变压器分别供6KV A、B段。当发电机停运或事故情况下可由系统220KV经起备变即可获得厂用电，作为1、2号机 6KV厂用系统的备用电源。

1.1.3.3 400V系统成对配置，正常运行时一台变带一段母线，母线间设有联络开关，当一台变故障或检修时，手动/自动合入联络开关。 1.1.3.4 每台机组装设一台640KW的柴油发电机，每台机组的柴油发电机为独立供电系统。柴油发电机只作为厂用0.4KV系统的备用保安电源，即在机组交流保安电源全部消失后自动启动并接带负荷投入运行。 1.2 发电机概述

1.2.1.1 发电机为哈尔滨电机厂有限责任公司的三相隐极式同步发电机，型号为QFSN-300-2，冷却方式为水-氢-氢，即定子绕组水内冷、转子绕组为气隙取气斜流式氢内冷、定子铁芯及端部结构件为氢表面冷却。整体为全封闭气密结构，定子绕组的冷却水由水冷泵强制循环，进出水汇流管分别装在机座内的励端和汽端，并通过水冷器进行冷却。

1.2.1.2 氢气则利用装在转子两端护环外侧的浆式风扇进行强制循环，并通过设置在定子机座顶部汽、励两端的两组（四台）氢冷器进行冷却。

1.2.1.3发电机的轴承润滑油由汽轮机油系统提供。 1.2.2 发电机的结构

1.2.2.1 发电机的结构型式为封闭密封式。发电机主要由定子、转子、端盖及轴承、氢气冷却器、油密封装置、座板等部件组成。发电机定子铁芯由高导磁、低损耗的无取向冷轧硅钢板冲制并经绝缘处理的扇形片叠装而成。

1.2.2.2 发电机转子由高强度导磁的特殊材料整锻而成，转子绕组用高强度精拉含银铜排制造。转子线圈的主绝缘采用高强度F级绝缘模压槽衬。线圈匝间绝缘采用F级三聚氰氨玻璃布板垫条，并由铜排粘连接固定。

1.2.3 发电机端盖内装有双流双环式油密封，油密封装置置于发电机两端端盖内侧以其作用是防止氢气从定子机壳内逸出。 1.2.3.1

1.2.4 发电机励磁系统

1.2.4.1 发电机励磁系统为UNITROL 5000自并励静止可控硅整流励磁系统,励磁系统主要由励磁电源变压器、三相全控桥式整流装置、灭磁及转子过电压保护装置、起励装置、微机励磁调节器等组成，励磁变电源直接取自发电机出口，启励电源取自汽机MCCA2段的220V交流电源。

1.3 变压器概述

1.3.1 我厂共装有下列变压器

1.3.1.1 主变压器为户外三相双绕组、铜导线无载调压型强迫油循环风冷无载调压电压变压器，容量：370MVA。

1.3.1.2 高压厂用变为40MVA三相双绕组有载调压油浸风冷变压器，高压厂用备用变为40MVA三相双绕组有载调压油浸自冷变压器。 1.3.1.3 低压干式变压器KVA的有：除尘变 1.3.1.4 低压干式变压器2000KVA的有：公用变

1.3.1.5 低压干式变压器1600KVA的有：输煤变、、脱硫变工业水变

1.3.1.6 低压干式变压器1250KVA的有：锅炉变、汽机变、综合变、锅炉补给水变、厂前区变

1.3.1.7 低压干式变压器1000KVA的有：厂前变、 1.3.1.8 低压干式变压器800KVA的有：循泵变 1.3.1.9 低压干式变压器630KVA的有：除灰变

1.3.1.10 低压干式变压器500KVA的有：检修变、照明变 1.3.1.11 低压干式变压器160KVA的有:灰场变

1.3.1.12 以上变压器除主变压器、高压厂用变屋外布置外，其余均布置在配室内。低压厂用变均采用干式变压器。 2 发电机运行规程 2.1 发电机规范

2.2 发电机冷却介质及油系统规范

2.2.2 定子内冷水系统规范

2.2.3 氢气冷却器循环水规范

2.2.4 发电机正常运行时，全部温度应满足下表要求：

注：当定子绕组出水温度读数相差大于8K，要对定子水路进行检查分析，温差达到12K或定子绕组出水温度高于85℃时，应停止运行。

2.3 发电机运行规定

2.3.1 参数变化对发电机的影响

正常运行的发电机，其各参数应保持在额定值允许的范围内运行，当参数偏离额定值时，应及时调整，使发电机保持在合理的运行工况。当参数发生变化时，必须遵循下列原则： 2.3.1.1 发电机定子电压

发电机定子电压允许在额定值的±5%范围内变动，此时发电机的出力可保持不变。发电机仍可以在额定容量、额定频率及功率因数下运行。当定子电压＜19kV时，其定子电流不应超过额定值。

2.3.1.2 发电机定子电流

发电机在额定参数下连续运行，不平衡电流应小于8%的额定电流，短时负序电流须满足I2*2t≤10的要求。

2.3.1.3 发电机有功负荷

在额定功率因数和额定氢气压力时，发电机最大连续输出有功功率为330MW。

在额定功率因数下，电压偏离额定值± 5%范围内，同时频率偏离额定值± 2%范围内，发电机能连续输出额定功率。 2.3.1.4 发电机频率

发电机运行期间频率的变化范围为50± 0.5Hz，能保证发电机在额定出力下运行。 2.3.2 发电机的进相运行：发电机进相运行的容许范围受发电机静态稳定和定子铁心端部结构件

发热两个因素限制。这在设计参数和结构都已充分考虑过。发电机能在超前功率因数为0.95的情况下持续运行。

2.3.3 发电机每运行两个月以上的停机，对发电机的线棒及引线进行反冲洗。

2.3.4 氢气冷却器在运行中停止一台运行时，发电机可在额定氢压、额定功率因数下带80%的额

定负荷。

2.3.5 发电机氢气系统监视与调整

2.3.5.1 发电机的额定氢压为0.2～0.3MPa，在额定氢压下运行时的漏氢量不得大于3

10m/day。

2.3.5.2 当氢电压互感器化时，发电机的允许出力由绕组最热点的温度决定，即该点温度不得超过发电机在额定工况时的温度。不同氢压、不同功率因数时发电机的出力应按容量曲线带负荷。当氢压太低或空气冷却方式下不准带负荷。

2.3.5.3 在额定功率因数和额定氢气压力（表压）时，发电机最大连续输出有功功率为330MW，未经厂总工程师批准，发电机不允许超过铭牌的额定数据运行 2.3.5.4 发电机正常运行期间的氢气纯度必须＞98%，含氧量＜1.0%。若氢气纯度＜98%时，必须补排氢使氢气纯度＞98%；当氢气纯度下降至95%时，应立即减负荷并进行补排氢；若氢气纯度继续下降至90%以下时，应立即停机排氢进行检查。

2.3.5.5 发电机正常运行时,机内氢压一般高于内冷水压。但发电机允许在0.2～0.3氢压下运行,在任何情况下发电机内氢压不得高于0.32MPa。 2.3.6 发电机定子冷却水系统的监视与调整

2.3.6.1 正常运行期间，定子冷却水的电导率在0.5～1.5μs/cm范围以内。 2.3.6.2 正常运行时,定子冷却水泵一台运行，一台备用，备用泵的出入口门应在开启状态。

33

2.3.6.3 发电机定子冷却水流量正常时为30m／h，当冷却水量降至m／h时发出“定冷水流量低”报警。当发电机定子绕组进出水压差值降低到1/2额定水流量下的压差值时压差开关闭合，3个信号按“3取2”的逻辑原则运算后，作为发电机断水保护的信号源。 2.3.6.4 监视定冷水箱氮气压力在0.014MPa～0.02 MPa。

2.3.6.5 定冷水离子交换器出口电导率应在0.5µs/cm～1.5µs/cm。当电导率达到µs/cm时，电导率计CC1将发“离子交换器电导率高”报警信号，及时通知化验人员处理。 2.3.6.6 定冷水换水应根据化学的要求,决定使用凝结水或除盐水。

2.3.6.7 正常运行，发电机定冷水进水温度应控制在40℃～50℃；定冷水压控制在0.20MPa～ 0.25 Mpa，当压力降低至0.10MPA时，延时3—5秒联起备用泵。 2.3.6.8 当只有一台定冷水冷却器运行时，发电机定冷水温度高, 应降负荷。 2.3.7 绝缘电阻值的测量规定

2.4 发电机励磁系统 2.4.1 概述

2.4.1.1 发电机采用ABB公司的UNITORL 5000高起始响应的自并励静止励磁系统。

2.4.1.2 励磁控制就地设有，EA柜：交流进线柜； EG1-EG5柜：整流柜；ES柜：灭磁、启励及直流出线柜；ER柜：AVR柜。

2.4.1.3 发电机励磁系统具有以下功能：软起励、过励限制、欠励限制、具有反时限特性的最大励磁电流限制、V/HZ限制、PSS等。 2.4.2 设备规范

2.4.2.1 励磁变规范：

2.4.2.2 励磁整流柜参数

2.4.2.3 灭磁开关参数

2.4.2.4 自动电压调节器规范

2.4.3 励磁系统运行

2.4.3.1 调节器系统具有两个相同的通道（包括励磁电压调节AVR自动方式和励磁电流调节FCR手动方式），每个通道还具有独立的，带门极脉冲触发器的后备控制板（BFCR紧急备用方式）。

2.4.3.2 励磁系统运行方式

两个通道自动方式并列运行，一运行一备用。一个通道自动方式运行，一个通道手动方式备用。两个通道均手动方式运行。一个手动方式一个紧急备用方式运行。两个紧急备用方式运行。

2.4.3.3 正常运行时，励磁系统提供了两个完全独立的调节和控制通道。在一个通道运行时，另一个通道自动跟踪运行通道，这时两通道间可自由切换。

2.4.3.4 工作通道故障时，备用通道无故障则自动切换至备用通道，否则切换至“手动控制”方式，PT实际值检测消失及OC1报警时，也将引起主/备通道或自动/手动的切换。 只得到一组PT的检测值，则从“自动”切换到“手动”运行方式。

如得到二组PT检测值，每个通道一组，则转换将是从故障通道的“自动”方式转到完好通道的“自动”方式。

如果两组PT检测值都有误，则转至“手动”方式。 2.4.3.5 发电机的起励 发电机转子通常有剩磁存在，因此在转动起来后便会在定子回路感应出一定的残压。一般情况下，只要整流柜输入不低于10~20V即可满足发电机残压起励要求。

如果在几秒内残压起励失败，则启动起励回路，在机端电压达到发电机的10%时，起励回路自动退出，即开始软起励过程并建压到预定的电压水平。 2.4.3.6 发电机励磁系统强励动作时 运行人员10秒内不得干涉。

10秒后强励动作结束，AVR自动切换至“手动”方式运行，手动控制励磁电流在1.05倍额定值以下。

若强励10秒后AVR未自动切换至“手动”方式运行，应立即手动将AVR切至“手动”方式，手动控制励磁电流在1.05倍额定值以下，并加强监视。 2.4.3.7 励磁系统的紧急切断

当励磁系统的远方控制和就地控制都不能动作，可以通过按下励磁柜上的“紧急断开”按钮

来实现。

当发电机主开关合闸时，励磁系统不能通过DCS远方控制断开，若想通过DCS远方控制切断，发电机主开关必须先断开。 2.4.4 励磁系统运行注意事项

2.4.4.1 当电压调节器在“手动” 方式运行期间，在调节有功负荷时必须先适当调节发电机无功负荷，以防止发电机失去静态稳定性。

2.4.4.2 当任一台整流柜故障后，其他整流柜将承担其工作电流，满足强励和1.1倍励磁电流要求。两台整流柜故障后，励磁电流限制器设定值将自动减小，不能进行强励。如果三台整流柜故障则自动切断励磁。

2.4.4.3 运行中严禁打开整流柜柜门，否则该整流柜将自动退出运行。

2.4.4.4 励磁装置发报警信号时，先通知继电保护人员确定报警内容，再将就地报警信号消除。

2.4.5 系统启停

2.4.5.1 励磁系统各电源开关作用：

检查发电机一次系统及励磁系统检修工作已完成，工作票已终结，有关安全措施已恢复。 励磁系统有关试验结束（励磁变保护传动实验、励磁柜风机联动试验、灭磁开关与发电机出口开关联动试验、灭磁开关分合闸试验）。

励磁系统（励磁变压器、发电机转子）绝缘测量合格。 2.4.5.3 启动操作流程

检查UNITROL-5000系统、励磁变已具备投入条件，投入励磁变各保护。 合上励磁柜加热及照明电源开关Q90。 合上励磁柜风机电源（1）电源开关Q15。 合上励磁柜风机电源（2）电源开关Q25。

合上UNITROL-5000系统220V交流起励电源开关Q03。 检查ECS画面上“EXCT OFF”在“OFF”位。 检查灭磁开关-Q02就地在“断开”位。

合上UNITROL-5000系统DC110V励磁控制电源（1）进线小开关Q15。 合上UNITROL-5000系统DC110V励磁控制电源（2）进线小开关Q25。 合上UNITROL-5000系统励磁24V交流电源小开关Q05。 合上UNITROL-5000系统励磁24V直流电源小开关Q51。

给上UNITROL-5000系统辅助交流电源变压器一次保险F15。

给上UNITROL-5000系统转子接地保护电源保险F04。

合上UNITROL-5000系统1~5号整流柜风机1、2电源小开关Q11、Q12。 合上UNITROL-5000系统调节柜排风风机电源小开关Q96。

按下UNITROL-5000系统就地控制盘LCP“LAMP TEST”按钮，检查试灯正常。 检查UNITROL-5000系统就地控制面板上“FCB OFF”绿灯、“EXC OFF”绿灯、“MANUAL”绿灯、“CH.1”或“CH.2”绿灯、“PF REG OFF”绿灯、“LOCAL”灯亮。 检查UNITROL-5000系统就地控制面板上“RAISE/LOWER”灯灭。 检查UNITROL-5000系统1~5号整流柜各臂熔丝正常。 检查UNITROL-5000系统1~5号整流柜CDP显示正常，“OFF”灯亮。 关上UNITROL-5000系统各柜门，并上锁。

检查UNITROL-5000系统就地控制面板LCP上无异常报警。 检查ECS画面中-Q02在断开位置，“DE-EXCT SW OFF”反馈正常。 检查ECS画面中“CH.1 ON”或“CH.2 ON”反馈正常。 按下UNITROL-5000系统就地控制面板上“REMOTE”按钮。 检查UNITROL-5000系统就地控制面板上“REMOTE”灯亮，“LOCAL”灯灭。 检查ECS画面中“REMOTE”反馈正常。 2.4.5.4 停运操作流程

检查发电机已停运，三相电流显示为零。

检查发电机ECS画面中，励磁系统在关闭状态，“EXCT OFF”在“OFF”位，励磁电压、电流显示为零。

检查发电机ECS画面中，灭磁开关Q02在“断开”位置，CRT显示“DE-EXCT SW OFF”。 检查发电机UNITROL-5000系统灭磁开关Q02就地在“断开”位置。 检查发电机UNITROL-5000系统整流柜CDP显示正常，无报警。

断开发电机UNITROL-5000系统1~5整流柜风机1、2电源小开关Q11、Q12。 检查发电机UNITROL-5000系统1~5整流柜冷却风扇停运。

断开发电机UNITROL-5000系统辅助交流电源变压器一次保险F15。 断开发电机UNITROL-5000系统AC220V起励电源进线小开关Q03。 断开发电机UNITROL-5000系统24V交流电源小开关Q05。 断开发电机UNITROL-5000系统24V直流电源小开关Q25。

断开发电机UNITROL-5000系统DC110V励磁控制电源（1）电源小开关Q15。 断开发电机UNITROL-5000系统DC110V励磁控制电源（2）电源小开关Q25。 断开发电机励磁柜风机电源（1）开关。 断开发电机励磁柜风机电源（2）开关。 断开发电机励磁柜加热及照明电源开关Q90。 2.4.6 系统异常及事故处理 2.4.6.1 处理原则

运行人员在故障报警发生后，应首先检查报警显示和就地控制盘上报警信号。 根据报警显示查找故障原因，不要急于恢复报警。 2.4.6.2 励磁系统典型报警和处理

当励磁系统出现报警和故障时，励磁就地控制盘及CRT显示相关信息。 励磁系统典型报警及处理

磁电流来试图避免因最大的 变压器超温引起的跳闸。

104

转 子 温 度 高 报 警 (Rotor temp.Alarm)

105

整 流 桥 超 温 报 警 (Conv.overtemp.ala rm)

转子温度是由励磁电流和励 磁电压及计算出的转子电阻 值推导出来的。如果该值超过 设定温度时，

发报警信号。 由 UNITROL5000 测量的散热器 的温度低于设定的最大温度 10K 以内。通过减少励磁电流 来避免因最大的超温引起的 跳闸。

106

OC1 报 警 (OC1 invers time)

113

在设置的延时期间，励磁电流 高于设置的限制值。意味着在 设定的延时内，励磁电流限制 器不能限制励磁电流到设定 的值。引起切换到手动方式或 备用通道。 备用通道 ARCnet 故障 出现两通道间的串行通讯连 (STBY ARCnet fault) 接中断。通过 CH FAIL 由硬件 连接(TCHFN)仍然可能实现 紧急切换，如切换到手动方 式。

和环境温度。也可能是内部出 现了故障。 仔细检查变压器的温度。 通知检修处理。 检查转子是否已经长期过载 并且转子的冷却系统是否工 作正常。 通知检修处理。 检查空气流没有受到外物的 阻碍。 检查风机是否正常(风机只有 在励磁投入时工作) 。 检查散热器是否不干净。 检查环境温度<40℃。 通知检修处理。 切换到备用通道或手动方式。 通知检修处理。

120

机 端 PT 故 障 (Machine PT fail)

127

FCB 故 (FCB failed)

障

通知检修处理。 检查通道间的串行通讯连接。 检查其他的故障和报警引起 的通讯中断，如某一通道的电 源消失。 如果没有其他的原因用来判 别通讯中断，更换 COB 板。 发电机电压测量值已经低于 通知检修处理。 整流桥电源电压减去设定的 检查从 PT(发电机端电压)到 裕度值。着就意味着发电机电 软件信号的电压。如果正确， 压测量部分存在问题。 动态 PT 故障监视器的设置值 由于机端电压的 du/dt 过大， 可能太灵敏了。 动态 PT 监测系统已经动作。 检查机端电压的标度必须是 该故障信息引起切换到第二 额定电压的 100%。 通道或手动方式。 检查其测量单元与 I/O 接口。 如报警依然出现，更换这些板 子。 如果反馈信号“磁场开关闭 通知检修处理。 合”信号在闭合命令触发 1.4 如果磁场开关没有闭合，检查 秒钟内未收到，就发该信号。 磁场开关控制回路的接线。 检查磁场开关的线圈是否损 坏。 如果磁场开关闭合，检查磁场12

128

控 制 键 盘 未 连 接 ( Panel disconnected)

137

备用跳闸 (Standby trip)

141

辅助交流电源故障 (Aux.AC fail)

控制键盘没有连接。如果励磁 处于本地控制方式，将自动切 换到远方控制。如果励磁系统 已经是远方控制方式，只出现 报警信号。 两通道系统中，备用通道中已 经 产 生 某 种 跳 闸 信 号 EXC-TRIP。对于该通道，这种 事件(137)只记录进故障录 波器中作为报警信号。 电源单元的输入电压有问题。 系统可以保持连续运行(还有 来自备用蓄电池的电源) ,但 为了保证完全的冗余工作，该 问

题尽可能快地处理。

开关的反馈回路的接线。 通知检修处理。 检查控制键盘与 COB 板的连 接。 更换控制键盘或 COB 板 通知检修处理。 用控制键盘选择备用通道或 连接 PC 机(用 CMT 软件) ,并 读取进入故障录波器中的信 息。 通知检修处理。 检查交流电源开关。 检查电源单元的 AC 输入电压。 检查电源单元的保险丝。 检查整个交流电源回路的配 线(在电源单元上的 LED“AV ON”表示交流电源投入) 。 注：对自并励来说，报警只有 在 EXCITATION OFF 命令后释 放。 通知检修处理。 测量电源单元的 24V 电源电 压。 如 果 没 有 24VDC , 检 查整 个 24VDC 线路的配线， 更换电源。 如果有 24VDC 检查磁场开关的 状态显示功能。更换电源单 元。 注：只有在励磁投入且励磁电 源出现后，该报警才能出现。 通知检修处理。 检查直流电源单元。 检查电源单元的 DC 输入电压。 检查电源单元的保险丝。 检查整个直流电源回路的配 线(在电源单元上的 LED“DC ON”表示直流电源投入) 。 检查信号处理器件。 通知检修处理。

143

磁场开关外部跳闸 来自电源单元的 24V 电源出 (FCB external OFF) 错。虽然系统可以保持连续运 行，但应立即处理。因为系统 不再响应远方命令(命令和显 示的功能不完善) 。只有磁场 开关打开，可控硅的触发脉冲 既不闭锁也不设置到整流桥 停止位置。

144

辅助直流电源故障 (Aux.DC fail)

电源单元的 DC 输入电压有问 题。虽然系统可以保持连续运 行(还有 AC 电源供电) ,但必 须立即处理。这是因为磁场开 关不能操作，起励也不能动 作。

152

转子接地报警 ( Rotor ground fault) 整流器过热报警

187

单独的“转子接地故障继电 器”电平 1 产生响应，系统可 继续保持运行，但应尽快处 理。 测得的整流器温度达到由参

如果环境温度高于规定的最13

2.5 发电机启动、并列、带负荷

2.5.1 发电机及其附属系统在启动前的准备工作

2.5.1.1 新装或大修后的发电机启动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。

2.5.1.2 发电机及各附属设备的工作票全部收回，拆除所有的接地短路线和临时安全措施,恢复警告牌、标示牌及常设遮栏。

2.5.1.3 发电机一次系统检修后或停机备用超过120h，开机前应测量定子回路的绝缘电阻，励磁系统的绝缘电阻。

2.5.1.4 确认发电机的绝缘合格。 测量绝缘时，应使用相应电压等级的摇表，发电机定子回路的绝缘测量使用2500V的兆欧表、发电机励磁回路测量绝缘使用500V的兆欧表。 测量发电机定子绝缘时措施如下： 发电机定子冷却水系统投入正常。 发电机中性点接地变必须断开。

发电机出口隔离闸刀、接地闸刀断开。 发电机出口PT拉出。

干燥情况下发电机定子回路的绝缘电阻值在200MΩ以上。如测得定子回路的绝缘值降至上次的1/3～1/5时应查明原因，应设法消除。 测量发电机转子绝缘时措施如下： 断开灭磁开关。

断开转子接地保护F04保险。 发电机转子回路绝缘电阻值应在1 MΩ以上，如测量的绝缘电阻值低于上述允许值，应设法查找原因，当绝缘电阻无法恢复时汇报总工程师。 发电机定子、转子绝缘由运行人员摇测。 2.5.2 发电机启动前的检查与试验 2.5.2.1 发电机启动前的检查 封闭母线清洁、完好。

发电机封闭母线微正压装置投入。

发电机氢气压力、纯度、湿度、温度合格。 发电机冷却水系统、密封油系统运行正常。

发电机各部清洁，温度表、压力表齐全完好，定子冷却水回路无渗漏的现象。 励磁变、励磁调节装置各部清洁完好。 发电机大轴接地碳刷、滑环碳刷安置良好。 发电机中性点接地变完好投入。

发电机系统接地闸刀及接地线全部拆除。 发电机出口电压互感器投入，二次开关合上。 检查避雷器良好。

发电机出口断路器、出口隔离开关及接地闸刀断开。 瓷瓶套管无裂纹、破损。

继电保护、自动装置、仪表齐全完好。 检查ECS画面无异常报警。

2.5.2.2 大修后的发电机启动前还应具备下列条件 绝缘试验合格，风压、水压试验合格。 有设备变更的图纸资料。 设备标志齐全。

2.5.2.3 发电机启动前的试验

发电机断路器，灭磁开关合、跳闸试验及联锁试验 配合继电保护班做机组的保护传动试验。 配合继电保护班做励磁回路的保护联锁试验。 进行机电炉联锁试验。

2.5.3 发电机的启动、并列

2.5.3.1 合入励磁系统所有控制及辅助电源开关。 2.5.3.2 确认励磁调节柜无异常报警。 2.5.3.3 确认灭磁开关处于“分”位。 2.5.3.4 投入发电机保护压板。

2.5.3.5 合发电机出口断路器控制电源。 2.5.3.6 合发电机出口断路器动力电源。 2.5.3.7 合发电机出口隔离开关控制电源。 2.5.3.8 汽轮机挂闸、冲转。

2.5.3.9 发电机转动升速过程中，应对发电机进行下列检查。 发电机内声音是否正常，有无强烈振动。 发电机碳刷无跳动，卡涩或接触不良等现象。

发电机冷却系统运行正常，无漏油、氢、水的现象。 调节氢气冷却器的冷却水量，使冷却器出口氢温维持在45℃±1范围内，投入氢温控制自动，设定值为45℃。

调节发电机定子冷却器出水温度，使之维持在40℃—50℃之间、投入定子冷却水温控制自动，设定值为45℃。

确认氢侧和空侧密封油冷却器出口油温在37℃—49℃之间。 确认发电机内氢气压力为0.30MPa，纯度为98%以上。 2.5.3.10 发电机升压可采用以下方式。 采用软起励自动方式升压。 手动方式升压。

2.5.3.11 发电机升压注意事项。

发电机不允许在未充氢气和定子线圈未通水的情况下投入励磁。 发电机内氢气各参数应在规定的范围内，转速在额定转速。 发电机升压时，应监视定子三相电流为零，无异常或事故信号。

当定子电压到额定值时，应核对空载励磁电压及空载励磁电流值正常。

在升压过程中，发现定子电流升起或出现定子电压失控立即对发电机进行灭磁。

2.5.3.12 发电机并列注意事项。 并列应得到值长命令省调后方可进行。

发电机并列分为“自动准同期”和“手动准同期”二种方式。正常情况下应采用“自动准同期” 方式进行并列。 发电机并列时，“自动准同期”不能投入必须采用“手动准同期”进行发电机并列操作时，必须经总工程师批准后方可进行。 发电机采用出口断路器并列。

当同期回路有过检修工作，或大修后的发电机，在同期并网前还应由保护班完成定相，假同期试验等工作。

2.5.3.13 发电机并列的条件：

发电机频率与系统频率基本相同，最大偏差不超过0.2 HZ～0.5HZ。发电机电压与系统电压相等，最大偏差不超过5%。 发电机相位与系统相位相同。 发电机相序与系统相序相同。 2.5.3.14 自动准同期并列步骤： 确认发电机出口断路器三相断开。 确认发电机出口断路器无报警。 合发电机出口隔离开关。

确认发电机出口隔离开关三相合入。

确认汽机3000r/min定速，机炉具备并网条件。 确认AVR“AVR HEALTHY”正常指示灯亮。 确认励磁开关分位“FCB OPEN”指示灯亮。 选择自动励磁“SELECT AUTO”。

确认自动励磁指示灯亮“SELECT AUTO”。 确认励磁电流为零。 确认发电机出口无电压。 按启励按钮。

确认励磁开关合位“FCB CLOSED”指示灯亮。 确认发电机出口电压平稳上升至20kV。 确认发电机定子三相电流为零。 确认发电机电压升至额定。 投入同期装置直流电源。

将同期装置的把手切至“自准”位。 在DEH盘投入“自动同步” 位。 在CRT上将同期装置启动。

确认发电机出口断路器合入，记录并列时间。

检查发电机带有功、无功负荷正常。三相电流正常。 将发电机同期装置切至“退出”。 退同期装置直流电源。

2.5.3.15 手动准同期并列步骤： 确认发电机出口断路器三相断开。 确认发电机出口隔离开关三相断开。 确认发电机出口断路器无报警。 合发电机出口隔离开关。

确认汽机3000r/min定速，机炉具备并网条件。 确认AVR“AVR HEAL THY”正常指示灯亮。 确认励磁开关分位“FCB OPEN”指示灯亮。 选择自动励磁“SELECT AUTO”。

确认自动励磁指示灯亮“SELECT AUTO”。 确认励磁电流为零。 确认发电机出口无电压。 按启励按钮“EXCITE”。

确认励磁开关合位“FCB CLOSED”指示灯亮。 确认发电机出口电压平稳上升至20kV。 确认发电机定子三相电流为零。 确认发电机电压升至额定。 投入同期装置直流电源。

在DEH盘投入“自动同步” 位。 将同期装置的把手切至“手准”位。 利用同期装置上“增速”、“减速”按钮调整发电机频率与系统频率一致。 利用同期装置上“升压”、“降压 ”按钮调整发电机电压与系统电压一致。 调整至同步表顺时针方向缓慢转动（4～6r/min）。

在同期点用同期装置上“合闸 ”按钮合上发电机出口断路器与系统并列。 确认发电机出口断路器合入，记录并列时间。

检查发电机带有功、无功负荷正常。三相电流正常。 将发电机同期装置切至“退出”。 退同期装置直流电源。

2.5.3.16 发电机手动准同期并列注意事项：

运行人员应了解发电机出口断路器的动作时间，掌握开关合闸的导前角度。 当同期表指针转速过快，跳动、停滞时禁止并列。

发电机并列后，应尽快增加发电机有、无功负荷至零以上，以防止逆功率保护动作解列。 2.5.3.17 发电机并列后应检查启停机保护、突加电压保护退出。 2.5.3.18 发电机并列后，有功负荷的上升速度必须遵守机组运行的规定，无功负荷也应及时调节。

2.5.3.19 发电机并列后，应详细检查一次发变组系统，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、氢等异常现象。 2.6 发电机正常运行中的检查

2.6.1 发电机正常运行中的检查规定 2.6.1.1 巡回检查的项目： 机组附近清洁无杂物。

发电机各部温度正常，无局部过热现象，进、出水温、风温正常。 发电机各部声音正常，振动不超过正常值。 发电机碳刷无过短、卡涩及打火现象。 发电机冷却水管路无渗漏现象。

封闭母线无振动，放电、局部过热现象。 发电机出口断路器的气压、油压合格。

各电压互感器、电流互感器、中性点变压器无发热、振动及异常现象。 励磁系统元件无松动、过热、保险无熔断的现象，各开关位置符合运行方式，风机运行正常，

指示灯指示正常。

发变组保护投入运行正常，指示灯指示正常。 定子线圈冷却水各参数符合规定的要求。

机内氢气压力、纯度、温度、湿度各参数符合规定的要求。 2.7 发电机的解列停机 2.7.1 发电机解列前检查

2.7.1.1 发电机解列前应检查发电机出口断路器的液压操作机构油压正常，SF6气体压力合格。

2.7.2 发电机解列

2.7.2.1 发电机解列停机的步骤：

确认发电机有功负荷至零（电度表停转或倒转），无功负荷至零。 汽轮机打闸。

确认发电机逆功率保护动作跳闸。 查发电机三相定子电流表指示为零。 确认发电机灭磁开关断开。 拉开发电机出口隔离开关。

断开发电机出口断路器的控制电源、动力电源。 退发电机所有保护压板。

2.7.2.2 发电机解列不停汽轮机的步骤： 确认发电机有功负荷至零（电度表停转或倒转），无功负荷至零。 断开发电机出口断路器。

检查发电机出口断路器三相断开。 检查发电机三相定子电流指示为零。 检查汽轮机转速在允许范围内。 减发电机定子电压到零。 发电机励磁退。

确认发电机灭磁开关断开。 拉开发电机出口隔离开关。

断开发电机出口断路器的控制电源、动力电源。 退出电机所有保护压板。

2.7.2.3 发电机解列应遵守下列规定：

除紧急停机外，解列发电机必须有值长（调度）的命令方可进行。

正常情况下，应由汽机打闸并通过程序跳闸逆功率保护来跳开发电机出口断路器。 只有在发电机出口断路器三相全部断开后，才能进行灭磁。 发电机解列后，必须断开出口断路器的控制电源、动力电源。 2.8 发电机异常及事故处理 2.8.1 发电机事故处理原则

2.8.1.1 发电机发生事故应遵循以下原则：

（1）检查厂用电是否运行良好，尤其是事故保安电源。

（2）尽快限制事故的发展，消除事故的根源，解除对人身和设备的危害。 （3）保证运行设备的可靠运行，如有备用尽快投入运行。

（4）当派人出去检查设备和寻找故障点时，在未与检查人员取得联系之前，不允许对被检查的设备合闸送电。

（5）事故处理中，应始终保持相互联系，服从领导。

（6）事故处理中 ，应记录与事故有关的现象和各项操作的时间。 2.8.1.2 发电机遇有下列情况之一时，应申请停机。 （7）发电机无主保护运行。

（8）转子匝间短路严重，转子电流达到额定值，无功仍然很小。

（9）发电机定子线棒最高与最低温度间的温差达8℃或定子线棒引水管出水温差达8℃时，应查明原因并加强监视。此时可以降低负荷。

（10）当定子绕组出水温度读数相差大于8K，要对定子水路进行检查分析，温差达到12K或定子绕组出水温度高于85℃时，在确认测温元件无误后，应立即停机。 2.8.1.3 发电机遇有下列情况之一时，应立即将发电机解列停机。 必须停机才可避免的人身和设备事故。 发电机内部冒烟、冒火、或氢气爆炸时。 发电机强烈振动超过限值时。

发电机滑环碳刷严重环火，且无法处理。 主变、高厂变或励磁变着火时。

发电机本体内严重漏水，危急设备运行时。 发电机出口断路器着火。

氢压、氢气纯度降低至极限以下，密封油系统故障无法维持运行时。 发电机、主变、高厂变及励磁变系统故障，而保护装置拒动时。 2.8.2 发电机异常的处理方法 2.8.2.1 发电机运行参数异常

当功率因数与频率为额定值时，电压在其额定值的95—105%范围内变动时，发电机视在功

发电机可以降低功率因数运行，此时转子励磁电流不允许大于额定值，而且视在功率应减小，当功率因数增大时，发电机的视在功率不能大于其额定值，功率因数变化时的允许运行负荷见V形曲线。

在系统故障状态下，允许发电机短时过负荷运行，但此时氢气参数,定子绕组内冷水参数, 定子电压均为额定值。

定子绕组能承受下表短时过电流运行，不产生有害变形及接头开焊等情况。这种运行工况，

每年不得超过二次，时间间隔不小于30min。

转子绕组能承受下表短时过电压运行，每年不得超过二次，时间间隔不小于30min。 2.8.2.2 发电机异常运行

当定子绕组冷却水中断时，断水保护延时30秒解列发电机。

当发电机运行负载不平衡时事故负序电流允许值和相应的时间见下表:

当发电机冷氢温度为额定值时，其负荷应不高于额定值的1.1倍；当冷氢温度低于额定值时，不允许提高发电机出力；当发电机冷氢温度高于额定值时，每升高1℃时，定子电流相应减小2%。但冷氢温度超过48℃不允许发电机运行。同时，发电机在额定功率因数下,电压偏离额定值± 5％,频率偏离额定值± 2％时，可以连续以额定功率运行,如果频率偏离额定值输-5%～+3%范围内输出额定功率允许运行的时间按下表中规定。

2.8.3 发电机漏氢 2.8.3.1 现象：

发电机氢压下降速度增快，补氢次数明显增加，补氢量增大。 2.8.3.2 处理：

及时补氢，恢复正常氢压。

对密封油系统进行检查，确保其工作正常。 立即进行查漏工做，在中性点引线盒内和封闭母线壳内的氢气含量≥1%时，发电机减负荷停机。

如氢压继续下降，补氢仍不能保持正常氢压时，则应按规定降发电机负荷，使各部温度保持正常，如果无法维持最低氢压运行应停机处理。 在处理当中要做好氢气爆炸着火的预防措施。 2.8.4 频率不正常 2.8.4.1 现象

频率表指示上升或下降。 汽轮机转速升高或降低。 机组负荷发生变化。 机组声音发生变化。 2.8.4.2 处理

当系统发生功率缺额，引起系统频率低于规定范围时，应根据调度命令调整机组负荷。 频率发生变化时，应注意监视机组的蒸汽参数、轴向位移、振动、轴承温度、润滑油压等控制指标不超限额，否则应作相应的处理。

频率下降时，应注意监视机组的监视段压力及主汽流量不得超过高限值。

当频率下降时，应加强监视辅机的运行情况，当辅机出现出力不足、电机过热等现象时，视需要可启动备用辅机。

在低频率运行时，当出现定子过电流或过励磁时，应按允许运行的最短时间控制机组运行。 2.8.5 发电机定子升不起电压 2.8.5.1 现象：

发电机定子电压指示很低或为零。 转子电压表有指示，而电流表无指示。

转子电流表有指示，而电压表无指示或指示很低。 转子电流表无指示、电压表无指示。 2.8.5.2 处理： 停止升压。

检查变送器电源是否正常。

检查电压互感器是否正常，一次插头是否接触良好。 检查电压互感器二次开关是否合好。

检查转子回路是否开路，电流表计回路是否正常。 检查转子回路是否短路，电压表计回路是否正常。 检查励磁调节器是否正常。

根据当时有无报警、光字及表计测量等现象做综合判断。 2.8.6 发电机氢系统爆炸、着火 2.8.6.1 现象：

氢气泄漏点发出轻微爆炸声，并有明火 发电机内部有异常声音。 发电机内部各部温度异常。 发电机内部氢压波动较大。 2.8.6.2 处理：

停止向发电机补氢，用二氧化碳灭火。

若发电机内部爆炸，应立即解列发电机，并事故排氢，并保持转子转速在300—500r/min。 维持发电机密封油及冷却系统正常。 2.8.7 发电机非同期并列 2.8.7.1 现象：

发电机参数发生大幅度变化及振荡，自动励磁调节器强励可能动作。 机组发生强烈摆动并伴有轰鸣声。 2.8.7.2 处理：

立即解列发电机，并对发电机进行全面检查，并进行必要的电气试验。 查明非同期并列的原因，消除并确认无问题后，方可重新并列。 重新并列前必须使发电机零起升压，无问题后方可并列。 2.8.7.3 注意事项： 为防止发电机非同期并列，发电机出口闸刀在并网前不要过早合入，在发电机解列后应尽快拉开。当发生直流接地时，应及早查明原因并消除。 2.8.8 发电机变为电动机运行 2.8.8.1 现象：

发电机有功指示为负值。 无功表指示通常升高。

系统频率可能降低，定子电流减小，定子电压、转子电压、电流表指示正常。 “逆功率动作”信号发出。 2.8.8.2 处理：

若逆功率保护动作跳闸，则待查明原因并消除。

若逆功率保护未投或投入一分钟内未动作，立即解列发电机。 故障消除后，根据值长令并列发电机。 2.8.9 发变组保护动作跳闸 2.8.9.1 现象：

本文来源：https://www.bwwdw.com/article/bon1.html