调兵山电厂电气运行规程-(出版)9991

Q/CDT－DBSTCP

辽宁调兵山煤矸石发电有限责任公司企业标准

300MW机组电气运行规程

（试用版）

2009-05-01发布2009-06-01实施辽宁调兵山煤矸石发电有限责任公司发布

辽宁调兵山煤矸石发电有限责任公司300MW机组电气运行规程

前言

为加强我公司标准化管理工作,规范、指导运行人员的操作，保证人身和设备的安全，特制定本标准。

本标准适用于我公司QFSN-300-2型汽轮发电机及其附属设备的所有电气操作、运行维护和事故处理。

本标准是首次发布。由于编者水平及经验有限，加之资料不全，时间仓促，难免有不足之处，希望使用者提出宝贵意见，以便今后重新补充及修订。

本标准由辽宁调兵山煤矸石发电有限责任公司发电部提出并归口。

本标准由辽宁调兵山煤矸石发电有限责任公司标准化管理委员会批准。

本标准起草单位：辽宁调兵山煤矸石发电有限责任公司发电部。

本标准主要起草人：全启

本标准初审人：

本标准审核人：

本标准批准人：

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1 范围

本规程适用于辽宁调兵山煤矸石发电有限责任公司QFSN—300—2型汽轮发电机的启停、运行维护和事故处理，本规程对电气系统、设备的运行方式，检修维护及事故处理进行了相应规范，明确了操作原则和要求。

2 引用标准

a)DL408—91 《电业安全工作规程》（发电厂和变电所电气部分）

b)DL/T—572—1995 《电力变压器运行规程》

c)国电发[1999]579号《汽轮发电机运行规程》

d)国供[1991]30号《高压断路器运行规程》

e)DL/T724—200 《电力系统蓄电池直流电源装置运行与维护技术规程》

f)DL/T574—1995 《有载分接开关运行维护导则》

g)DL/T587—1996 《微机继电保护装置运行管理规程》

h)DL/T801-2002 《大型发电机内冷却水质及系统技术要求》

i)国电发（2000）589号《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》

j)设备厂家提供的有关技术资料及东北电力设计院的设计图纸、资料等。

3 有关操作术语

3.1 开关、刀闸、熔断器：拉开、合上。

3.2 继电保护自动装置：投入、退出。

3.3 小车开关：推至、拉至。

3.4 接地线：装设、拆除。

4 下列人员应熟悉本规程

4.1 生产副总经理、总工程师、副总工程师

4.2 安监部主任、专责工程师

4.3 电气点检维护人员。

5 下列人员应熟练掌握本规程

5.1 发电部主任、副主任、电气运行主管

5.2 值长、机组长、主值班员及电气运行人员

5.3 外围有电气操作权限的运行人员应掌握本规程的相关部分。

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目录

1 发电机运行规程 (1)

1.1 发电机设备规范 (1)

1.2 汽轮发电机的技术特性 (2)

1.3 发电机的运行方式和规定 (3)

1.4 发电机的运行监视与调整 (5)

1.5 发电机启动、并列、带负荷的检查和操作 (8)

1.7 发电机异常运行和事故处理 (13)

2 发电机励磁系统运行规程 (21)

2.1 发电机励磁系统概述 (21)

2.2 励磁系统设备规范 (22)

2.3 励磁调节器的硬件配置 (22)

2.4 励磁调节器的软件功能 (23)

2.5 NES5100励磁调节器运行操作 (24)

3 变压器运行规程 (28)

3.1 变压器技术规范 (28)

3.2 变压器运行维护 (34)

3.3 变压器冷却装置投入 (36)

3.4 冷却系统至DCS系统的信号 (37)

3.5 变压器的并列运行规定 (37)

3.6 变压器投入前的试验 (38)

3.7 变压器操作规定 (38)

3.8 变压器运行中的检查与维护 (39)

3.9 变压器异常运行和事故处理 (40)

4 配电装置运行规程 (43)

4.1 设备规范 (43)

4.2 开关的运行、操作与检查 (47)

4.3 电力电缆 (48)

4.4 发电机封闭母线的维护 (49)

4.5 电压、电流互感器的运行 (49)

4.6 正常运行中电压、电流互感器的检查 (50)

4.7 电压互感器异常与事故处理 (50)

辽宁调兵山煤矸石发电有限责任公司300MW机组电气运行规程5 厂用系统运行规程 (52)

5.1 系统概述 (52)

5.2 厂用系统运行方式 (53)

5.3 厂用电系统的操作 (54)

5.4 母线的停电操作 (54)

5.5 母线的送电操作 (54)

5.6 厂用系统事故处理 (55)

6 事故保安电源系统运行规程 (57)

6.1 概述 (57)

6.2 柴油发电机组规范 (57)

6.3 柴油发电机组保护功能 (57)

6.4 柴油发电机控制系统PCC1301简介 (58)

6.5 柴油发电机启动前的准备及机组备用状态下的检查 (65)

6.6 柴油发电机运行中的检查 (65)

6.7 柴油机的试验规定 (65)

6.8 柴油发电机的启动方式 (65)

6.9 保安段电源开关之间的联锁关系（以1号机为例） (66)

6.10 柴油发电机组的运行规定 (66)

7 直流系统运行规程 (67)

7.1 直流系统概述 (67)

7.2 直流系统接线方式 (67)

7.3 设备规范及技术参数 (68)

7.4 直流系统运行参数和运行方式 (70)

7.5 直流系统的操作 (73)

7.6 直流系统异常运行及事故处理 (74)

8 交流不停电电源（UPS）系统运行规程 (76)

8.1 UPS系统概述 (76)

8.2 设备型号及技术特性 (76)

8.3 主要技术参数 (76)

8.4 UPS系统的运行模式 (77)

8.5 UPS系统的运行操作 (78)

8.6 UPS系统的功能设置 (79)

辽宁调兵山煤矸石发电有限责任公司300MW机组电气运行规程8.7 UPS系统显示信息 (79)

8.8 UPS系统定期检查项目 (80)

8.9 UPS系统事故处理 (81)

9 电动机运行规程 (82)

9.1 电动机设备规范 (82)

9.2 厂用电动机运行方式 (86)

9.3 厂用电动机的监视和维护 (86)

9.4 电动机启动前的检查 (87)

9.5 电动机运行中的检查项目 (87)

9.6 电动机启动规定 (87)

9.7 厂用电动机异常运行和事故处理 (87)

10 220KV系统运行规程 (90)

10.1 220KV系统设备规范 (90)

10.2 220KV系统接线及其运行方式 (92)

10.3 220KV系统运行方式 (92)

10.4 220KV系统的操作原则及倒闸操作 (93)

10.5 220KV系统设备的检查维护及异常运行处理 (95)

10.6 220KV开关、刀闸及接地刀闸之间的闭锁关系 (99)

10.7 220KV系统事故处理 (100)

10.8 网络继电器室110V直流系统 (103)

10.9 网络继电器室不停电交流电源（UPS）系统 (110)

10.10 220KV变电站网络微机监控系统（NCS） (115)

11 继电保护及自动装置运行规程 (123)

11.1 继电保护及自动装置的一般要求及规定 (123)

11.2 发变组保护 (124)

11.3 启备变保护 (128)

11.4 220KV微机线路保护装置 (130)

11.5 微机母线保护装置 (134)

11.6 线路微机电力故障录波监测装置 (136)

11.7 保护及故障信息远传系统 (137)

11.8 微机厂用电快速切换装置 (137)

11.9 低压备用电源自投装置 (139)

辽宁调兵山煤矸石发电有限责任公司300MW机组电气运行规程11.10 6KV系统保护 (142)

附录1 发电机出力曲线 (143)

附录2 发电机定子允许的短时过电流曲线 (144)

附录3 发电机转子允许的短时过电压曲线 (145)

附录4 发电机定子绕组短时断水运行曲线 (146)

附录5 发电机允许的空载过励磁曲线 (147)

附录6 氢气冷却器进水温度，氢气压力与负荷的变化曲线 (148)

附录7 发电机的“V”形曲线（无功调节） (149)

附录8 发电机空载、短路和零功率因数特性 (150)

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1

1 发电机运行规程 1.1 发电机设备规范

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2

1.1.4 发电机冷却系统技术规范

1.1.4.4 转子绕组的温度正常时用电阻法进行监测，按下列公式计算 T2=

1

2

)15.234(R R T -234.5℃

式中 T2—热态下的转子绕组温度(℃)

T1—冷态下的转子绕组温度(℃)

R2—热态下温度为T2时，转子绕组的直流电阻值（Ω） R1—冷态下温度为T1时，转子绕组的直流电阻值（Ω）

1.2 汽轮发电机的技术特性

1.2.1 本型发电机为三相交流隐极式同步发电机。

1.2.2 冷却方式：发电机采用定子绕组水内冷、转子绕组氢内冷、定子铁芯及其结构件氢气表面冷却，称为“水氢氢”冷却方式。

1.2.3 通风方式：机内采用两端带浆式风扇的闭式循环多路通风系统；机内氢气由氢气冷却器通水冷却；刷架与集电环有独立的通风系统，冷空气由两个集电环的外侧进入，中间排出，由装在转轴上的离心式风扇驱动。 1.2.4 定子绕组供水方式：定子绕组冷却水由发电机内冷水箱供给，由内冷水泵强制循环，进出水汇流管分别装在机座内的励端和汽端，并通过内冷水冷却器进行冷却。 1.2.5 氢气(油)密封方式：采用双流环式油密封。

1.2.6 供油方式：轴承润滑油由汽轮机润滑油系统供给；油密封的密封油由外部密封油系统供给。

1.2.7 励磁方式：机端自并励静止励磁。

1.2.8 绝缘等级：发电机定子和转子绝缘等级均为F 级。

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1.3 发电机的运行方式和规定 1.3.1 概述

发电机在满足规定的有关技术数据及技术要求，同时又得到正确维护条件下，能够连续长期运行及进行空载、短路试验。 1.3.2 注意事项

发电机不允许以空气冷却带负荷运行，如果需要短时空冷空转运行或进行其他有关不通电的试验时，必须遵守下列条件：

1.3.

2.1 油密封装置及密封油控制系统投入工作。 1.

3.2.2 机内空气压力保持在0.01Mpa （表压），压缩空气充入机内前应经过干燥和过滤，其空气的绝对湿度不超过10g/m3（20℃，0.1Mpa ）。 1.3.2.3 每次空冷空转运行持续时间不超过4h 。 1.3.2.4 事先与制造厂（代表）协商。 1.3.3 最大长期运行负荷

在额定功率因数和额定氢压时，发电机最大连续输出有功功率为330MW 。 1.3.4 不平衡负荷

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。 1.3.5 不平衡短路

在极短时间内，发电机能够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其时间。事故时负序电流的允许值和时间见下表

1.3.6 调峰运行

1.3.6.1 当电网需要时，发电机允许调峰运行。 1.3.6.2 每年启、停允许330次，即在整个发电机使用寿命期限内，启、停次数不超过10000次。发电机负荷增减率，每分钟为额定负荷的（3～5）%。 1.3.7 进相运行

发电机能在超前功率因数为0.95的情况下持续运行。 1.3.8 频率与电压的变化范围

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%，可以连续以额定功率运行。同时，如果频率偏离额定值-5%至+3%范围内，发电机输出的功率、温升值、运行时间和发生的次数列于如下表中。

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4 1.3.9 氢压调节

发电机正常运行时，机内氢压一般应高于内冷水水压。但发电机允许在0.2～0.3 Mpa 氢压下运行，但在任何情况下发电机内氢压不得高于0.32 Mpa 。降低氢压下的允许负荷见“发电机出力曲线”。

1.3.10 冷却器进水温度偏高，氢气压力变化时的氢温和负荷调节

为防止结露和可能的振动增加，发电机冷氢温度应尽量维持额定值45±1℃。但允许在不低于30℃冷氢温度下运行，当冷氢温度超过48℃时不允许发电机运行。

1.3.11 氢气冷却器发生故障时的运行

发电机正常运行时共有两组（每组两个，共四个）氢气冷却器，以维持机内冷氢温度恒定。当停用一个氢气冷却器时，发电机的负荷应降至额定负荷的80%或以下运行。

1.3.12 在不同功率因数下的运行

当功率因数在0.85（滞后）-0.95（超前）之间变化时，发电机可以额定功率连续运行，在更低的滞后功率因数下，转子励磁电流不允许大于额定值；在更低的超前功率因数下，发电机受静态稳定和定子端部发热的限制，因此要降低功率运行，发电机功率因数变化时,与功率的关系见QFSN-300-2型轮发电机出力曲线图。

1.3.13 发电机的短时过负荷

发电机在系统故障状态下，为了避免破坏电网系统的静态稳定，允许其短时过负荷运行，但此时氢气参数、内冷水参数、定子电压均应为额定值。

1.3.13.1 定子绕组能承受下表的短时过电流运行而不产生有害变形及接头开焊等情况，这

在事故情况下,发电机允许短时失磁异步运行,?当励磁系统故障后,在电网允许时,失磁运行的时间不许超过15min,?此时的允许负荷应在额定值的40%以内,发生失磁时,在最初的60S 内应将负荷降至额定值的60%,?在其后的1.5min 内将负荷降至额定值的40%，如引起系统振荡。立即将发电机解列。

1.3.15 发电机短时断水运行

在定子绕组水系统发生故障的情况下，额定负荷下断水运行允许持续的时间为30S ，而且此时绕组内应充满水。如果在此时间内，水系统（包括备用）不能恢复正常，应将负荷在2min 内以每分钟50% 的速率下降至20%，发电机可以在20%负荷下断水运行2h 。

1.3.16 发电机测绝缘

1.3.16.1 发电机定子线圈的绝缘电阻可在不通水的情况下,用2500V 摇表测量或在通水的情况下用水内冷发电机绝缘测试仪测量。在相同的温度和湿度的条件下,?测量结果不得低于前次的1/3--1/5,吸收比不小于1.3倍；定子线圈在不通水干燥后接近工作温度时,用2500V 摇表测量其对地的绝缘电阻值应不低于200M Ω。

1.3.16.2 发电机通水前用摇表测定绝缘,应在汇水管未与外接水管接上之前进行,并将两端汇水管用导线联接起来,接在摇表的屏蔽端而后测量,测毕接好外接水管。

1.3.16.3 发电机通水后用水内冷发电机专用绝缘测试仪测量,测量前先用万用表测量汇水管与线圈间的绝缘电阻不低于100K Ω,汇水管与机座间的电阻不低于30K Ω,用测试仪测量

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5 不低于前次的1/3--1/5。

1.3.16.4 发电机定子线圈绝缘电阻测量结果与前次比较,如有明显下降时,应查明原因,消除后方允许启动机组。

1.3.16.5 励磁回路绝缘电阻的测量用500V 摇表进行测量,发电机转子绕组绝缘电阻值不应小于5M Ω。

1.3.16.6 发电机底板及电刷架之间电阻用1000V 摇表测量,绝缘电阻值不低于1M Ω。

1.4 发电机的运行监视与调整

1.4.1 内冷水、氢系统参数的监视

1.4.1.1 发电机正常运行时,定子水压低于氢压0.03MPa,密封油压必须高于氢压0.085MPa 的条件下运行。

1.4.1.2 定子线棒出口水温之差〉8K 要对定子水路检查分析,温差达到12K 且定子线棒出口水温度〉85℃时,应停止发电机运行。

1.4.1.3 当发电机入口或出口流量低于20 m 3/h 时发出“流量低”报警信号,如流量继续下

降至10 m 3/h,并持续5秒钟,发出断水信号；（需由热工保护确认）

1.4.1.4 当“定子水流量低”信号发出时,运行人员应注意系统水流量，当断水信号发出时,运行人员注意定子线圈温度变化。

1.4.1.5 当氢气冷却器及内冷水冷却器中的冷却水流量降至额定值的75%时,发出报警信号，运行人员应适当降低发电机的负荷,同时应采取措施恢复至额定流量。

1.4.1.6 当定子绕组进水温度,机内冷氢温度低于允许范围，应采取措施恢复正常(调节氢气冷器器、发电机定子水冷却器中的冷却水温度或流量)。

1.4.1.7 当内冷水导电率超过5ms/cm 时，信号装置应当报警，运行人员接到报警信号后，必须更换内冷水使内冷水导电率降到额定值以下。如不能奏效，当导电率达到10ms/cm 时，应迅速减负荷解列停机。

1.4.1.8 定子冷却水中PH 值或铜离子含量超标时,必须更换内冷水,使该项指标达到标准值。

1.4.1.9 当内冷水取样化验氢气含量超过3%时,应加强对发电机的监视,每隔1小时,检测内冷水中的氢气含量，同时注意定子绕组各线棒的温度及机内是否有水排出。此时,必须保证氢压高于内冷水压0.05MPa,机组应尽快停机, 最多应不超过3昼夜,以便消除内冷水中出现氢气的根源。如果每小时取样检测时发现捕集器中氢气含量超过20%时,应立即将发电机解列、灭磁、停机，消除漏氢根源。

1.4.1.10 当发电机轴承室及油箱内或发电机轴承回油中的氢气含量超过1%时,必须尽快停机,查清漏点。

1.4.1.11 当封闭母线外壳内的氢气含量超过1%时,必须迅速向其内充入惰性气体(二氧化碳或氮气),同时立即解列停机,机组未静止就开始置换,然后详细检查消除漏点。

1.4.1.12 定子机壳内的氢气:机组正常运行时氢压不得低于0.28MPa,特殊情况除外。

1.4.1.13 发电机壳内的氢气额定压力下24小时的漏氢量允许值为小于10m 3/24h 。

1.4.1.14 漏泄回收罐正常不应有液体出现,当有1升液体时即发警报,运行人员发现报警以后,应立即将水排出,并加强对发电机监视。如果机内继续积水,则必须依次断开氢冷器,以便查清哪台氢冷器发生渗漏水故障,然后采取措施将故障消除。

当发现内冷水压比机内氢压高时,应对此情况立即处理,使其压力恢复正常,同时注意线棒的温度及机内是否有水放出。这时应尽可能停机,以便查清和消除隐患的根源.

1.4.1.15 当机内氢气压力低于或高于额定值时,运行人员应立即补氢或排氢。当机内氢压急剧下降即漏氢量过大时,应尽快查清漏氢原因和部位，必要时应降低负荷直至停机进行检查。

1.4.1.16 当机内氢气纯度下降至允许值时，应采取补、排氢的方法提高机内氢气的纯度。

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6

机内氢气湿度偏高，对绕组绝缘及转子护环产生有害影响。因此运行时机内冷氢气的绝对湿

度必须低于4.0g/m 3

（或露点湿度-18℃），即在机外常压下取样化验时氢气中的水汽浓度不

高于1g/m 3

（或露点温度-18℃），在任何运行方式下都必须保持这一数值。 1.4.1.17 转子停转时，可以降低氢压或充入干燥氢气的方法维持这个湿度。

1.4.1.18 当机内氢气绝对湿度升高至4g/m 3(或露点温度-18℃)以上时，必须找出原因，并采取措施消除根源。必要时可采取频繁充入干燥氢气的方法来降低氢气湿度（但应注意不要使氢气湿度降低太多）。

1.4.1.19 发电机在机内冷氢气绝对湿度在4g/m 3(或露点温度-18℃)以上，但不超过10g/m 3(或露点温度-10℃)，机外常压下取样化验热氢气中水汽浓度不超过

2.5g/m 3(或露点温度-10℃)的情况下运行，每年只允许3次，每次运行的持续时间不得超过3昼夜。 1.4.1.20 充入发电机内的氢气湿度必须符合下列要求

a. 优质：在20℃及常压下水汽浓度不高于0.5g/m 3

（或露点温度-28℃）

b. 合格：在20℃及常压下水汽浓度不高于1.0g/m 3

（或露点温度-25℃） 否则严禁充入机内。

1.4.1.21 排污补氢过程中各阀门开度不要过大，由0.28Mpa<＝>0.30Mpa 的时间以20分钟为准，流量过大管道将发热，引起氢气着火。

1.4.1.22 充氢置换和排氢置换必须在转子静止状态下进行,充氢置换氢纯度达96%以上时,即可停止置换。

1.4.2 发电机氢气干燥器的操作及运行维护项目

1.4.

2.3 氢气干燥器投入前的检查 a. 检查电源开关在开位；

b. 测量两个电机和两个加热器的绝缘电阻合格；

c. 检查控制箱已经被适当地换气，并保持内部换气压力是1±0.8KPa ；

d. 检查氢气置换完毕，并加压至工作压力，检查是否有氢气泄漏；

e. 将再生控制阀AA011开至1/2左右；

f. 打开排水隔离阀AA403；

g. 打开排水连通阀AA402；

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7 h. 关闭置换入口阀AA603；

i. 关闭置换出口阀AA604；

j. 合上每个电机启动保护器的断路器；

k. 检查两个容器都处于压力状态下；

1.4.

2.4 氢气干燥器投入

a. 合上总电源开关，合上控制箱隔离开关。

b. 通过界面设定运行方式为“自动运行”，装置将按PLC 定时循环控制程序自动进行以下四步的循环控制。

第一步：A 塔吸湿 B 塔加热

第二步：A 塔吸湿 B 塔冷却

第三步：B 塔吸湿 A 塔加热

第四步：B 塔吸湿 A 塔冷却

c. 定时循环包括每个干燥塔进行8 小时的吸湿过程和8 小时的再生作用。再生作用又包括可设定的4 小时加热和可设定的4 小时冷却（加热时间与冷却时间的和等于吸湿塔与再生塔的交换工作的间）。

d. 加热： 吸湿塔吸湿，再生塔加热，再生塔内被加热的干燥剂所蒸发的水蒸汽经过冷却器及分离器，把冷凝出的水从疏水阀中排出。

e. 冷却： 加热4 个小时以后，吸湿塔吸湿，再生塔冷却，加热器断电。再生气流经过加热结束的塔冷却干燥剂，冷却4 个小时后，两个塔交换工作状态，吸湿塔吸湿，再生塔再生，这种循环持续下去。

f. 正常运行时应监视：

（1） 再生塔出口气体温度：82℃±11℃

（2） 冷却器出口气体温度：38℃

（3） 再生塔内温度：163℃±28℃

1.4.

2.5 氢气干燥器自动运行及测试运行程序的说明

a. XFG-1F 氢气干燥器运行工艺由可编程序控制器（PLC ）来控制，并且编制了氢气干燥器自动运行和氢气干燥器测试运行。

b. 氢气干燥器测试运行是在设备调试时和故障排除的一个工具，用于手动控制氢气干燥器运行的步骤，验证程序及设备运行的正确性。

c. 选择自动运行方式时，唯一可以让氢气干燥器进入下一步的是根据人机界面的再生时间设定的条件满足，条件是再生的加热和冷却的需要的时间都是4 小时。

d. 为了能够调试和维修方便提前进入下一步，程序编制了测试方式，它允许越过设定条件而使氢气干燥器按顺序提前进入下一步。

e. 这是一个非常重要的功能，可以用于设备调试和故障排除。

1.4.

2.6 XFG-1F 型氢干燥器操作注意事项：

a. 投入运行前，必须将氢干燥器冷却水及仪表风（压缩空气）投入运行。

b. 氢干燥器冷却水或仪表风（压缩空气）停止运行时，必须将氢干燥器停止运行。

c. 此氢干燥器不允许停下后马上再投入运行，必须等8小时后或确认两个罐完全冷却后，再将氢干燥器投入运行（氢干燥器跳闸情况处理同此）。

d. 异常情况时必须将各表计显示值记录后再将氢干燥器停电。

e. 定期检查氢干燥器上各表计、灯光状态及排水是否正常，如有问题及时联系电气维护班。

f. 此氢干燥器重新投入时，必须联系电气维护班。

g. 发电机机内压力下湿度小于-25摄氏度时应停止吸附式氢干燥器运行，机内压力下

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8 湿度大于-5摄氏度时应投入吸附式氢干燥器运行。

1.4.

2.7 吸附式氢气干燥器的日常维护

a. 氢气干燥器长时间（一周）停用，投入前必须联系电气维护人员确认氢气干燥器设定正确，

b. 氢气干燥器投入前，检查冷却水系统及压缩空气系统运行正常，按画面“运行”键，装置启动。

c. 氢气干燥器投入后，严禁操作显示画面中的“切换”键，并且定期检查冷却水系统、各表计指示及画面风机显示是否正常，有问题及时联系电气维护人员处理。

d. 根据化学油班化验发电机内氢气露点温度，超过规程标准，进行装置投停，并在交接班日志上记录。

e. 氢气干燥器投入后，水气分离器排水自动进行。

f. 排油门每周一白班排一次。

g. 油气分离器排污每月1日白班进行一次。

i 若发现发电机进油应及时对所有排污门进行一次排污。

j. 按“停止”键即可停止设备，停止使用设备时，应尽量将两个吸收塔温度降至82℃以下。

k. 在冷却水系统停止运行前，将氢气干燥器停止运行。

l. 经常巡视吸收塔温度不可超过191℃。

m. 内置风机如发生故障，应立即停止运行，通知电气维护人员。

1.5 发电机启动、并列、带负荷的检查和操作

1.5.1 发电机及其附属系统在启动前的准备工作

1.5.1.1 新装或大修后的发电机启动前应审查试验报告及检修记事等齐全合格，启动措施无误，工作人员撤离现场。

1.5.1.2 收回发电机及其附属设备的全部工作票,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。

1.5.1.3 测量发电机定子、转子回路、励磁回路以及重要辅机的绝缘电阻，测量值符合运行规定，并做好记录。

1.5.1.4 确认发电机各部以及各种辅助设备的绝缘应在合格范围，绝缘阻值低于允许值应汇报总工程师。

1.5.1.5 大修后的发电机启动前还应具备下列条件

a.绝缘试验合格，风压、水压试验合格。

b.有设备变更的图纸资料。

c.设备标志齐全。

1.5.2 发电机启动前的检查与试验

1.5.

2.1 发电机应在所属系统工作票全部结束，并确认无人工作后进行恢复备用工作。

1.5.

2.2 发电机恢复备用前应进行下列检查

a.第一次投运或大小修后的机组在启动前,其所属设备工作票收回,安全措施拆除，设备图纸或变更资料齐全、各项试验合格。

b. 一次回路接线完善、正确、牢固，绝缘电阻合格。

c. 二次接线正确(与图纸相符)、牢固、标志齐全正确，表计校验合格。

d. 励磁回路接线完整、正确，绝缘电阻合格。

e. 发电机中性点接地装置柜齐全完好。

f. 发电机出口PT 柜齐全完好。

g. 发电机冷却系统完整、可靠、水压合格，通水后无渗漏水现象，发电机的冷却系统

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9 工作正常。内冷水各参数合格。

h. 发电机密封油系统运行正常，氢置换结束，氢压0.2-0.25Mpa 之间，机内氢气各参数合格。

i. 发电机氢气干燥器及封闭母线微正压装置已投入运行并运行良好。

j. 同期装置接线正确，并做同期试验良好。

k. 发电机碳刷(包括大轴接地碳刷)接线牢固、正确，刷架、滑环清洁，各碳刷接触良好，压力均匀。

l. 主变、高厂变本体清洁、无渗油现象，冷却装置完好。

m. 继电保护、自动装置、仪表齐全完好，保护和自动装置的压板投入正确。 n. 发电机出口开关、出口刀闸及接地刀闸断开。

o. 安全措施及消防措施必须完备并得以实施。

1.5.

2.3 发电机启动前的试验

a. 发电机出口开关拉、合闸和紧急解列试验 ；

b. 灭磁开关紧急分闸试验；

c. 整流柜风机联锁试验；

d. UPS 电源切换试验；

e. 主变冷却器电源切换试验；

1.5.

2.4 发电机大修后的有关试验

a. 转子动态绝缘电阻测试及转子不同转速下的交流阻抗试验；

b. 发电机短路特性试验及负序过流保护动作试验。

c. 发电机空载特性试验。

d. 发电机定子接地保护动作试验。

e. 断线闭锁装置的动作试验。

f. 核定机组相序、相位及假同期试验。

g. 励磁调节器的各项试验。

h. 发电机气密试验。

i. 发电机温升试验。

j. 发电机并网后的差动保护差流测试及厂用电快切试验。

1.5.3 发电机的启动、并列操作

1.5.3.1 发电机由检修转备用

1.5.3.1 合上发电机出口各PT 一次保险，将各PT 推至工作位置，合上各PT 二次开关。

1.5.3.2 检查发电机中性点柜完好，具备送电条件，合上发电机中性点刀闸。

1.5.3.3 检查励磁系统正常，具备送电条件，合上起励电源开关61Q

1.5.3.4 合上励磁整流柜交流侧1QS1、2QS1、3QS1电源开关。

1.5.3.5 合上励磁整流柜直流侧1QS2、2QS2、3QS2电源开关。

1.5.3.6 合上各整流柜风机电源开关QM1-QM6。

1.5.3.7 合上励磁调节器加热器、照明电源开关Q12，辅助电源开关Q11，A 套交流电源开关Q1，A 套直流电源开关Q3，B 套交流电源开关Q2，B 套直流电源开关Q4,工控机电源开关Q5，开入电源开关Q6。

1.5.3.8 合上灭磁开关FMK 的控制直流开关Q21。

1.5.3.9 检查发变组保护压板投停正确，保护电源正常，保护装置正常。

1.5.3.10 合上主变中性点接地刀闸。

1.5.3.11 送上主变、高厂变冷却器电源，送上励磁变温控仪电源。

1.5.3.12 合上发变组出口开关储能电机电源开关，检查SF 6气体压力正常，环境温度低于

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10 5℃时，应合上机构箱加热器电源开关。

1.5.1.13 将厂用6KV 1A(或2A)、1B(或2B)段工作电源进线PT 推至工作位置，合上二次电压开关。

1.5.2 发电机由备用转运行

1.5.

2.1 发电机并列规定及注意事项。

a. 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。

b. 发电机并列时，“自动准同期”不能投入必须采用“手动准同期”控制下进行发电机并列操作时，必须经总工程师批准后方可进行。

c. 发电机加励磁必须在转速达3000rpm 时方可进行。

d. 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继电保护人员完成定相，假同期试验等工作。

1.5.

2.2 发电机的并列条件：

a. 发电机与系统电压大小相等。

b. 发电机与系统电压相位相同。

c. 发电机与系统电压相序一致。

d. 发电机与系统频率相等。

1.5.

2.3 汽机定速10分钟前，下列操作应进行完毕。

a. 检查发变组出口刀闸及接地刀闸在开位。

b. 检查发变组出口开关在开位。

c. 合上发变组出口至母线侧Ⅰ母（或Ⅱ母）刀闸。

d. 检查发变组保护C 柜上220KV 电压正常。

e. 检查同期装置正常，合上同期装置电源。

1.5.

2.4 发电机升压时自动由起励电源提供起励电压，10％Ue 后，起励电源自动退出。

1.5.

2.5 发电机的并网操作

a. 发电机系统具备并网条件。

b. 待汽机定速后，合上灭磁开关FMK 。

c. 点击励磁系统投入，发电机自动升压至90％Ue

d. 在DCS 画面上点击“增磁”按纽，使发电机电压升至额定。

e. 在DCS 画面上点击“同期投入”按钮。

f. 联系汽机投入“自动同步”。

g. 在DCS 画面启动同期装置进行同期并网。

h. 待发电机并网后，适当增加发电机无功负荷。

i. 退出发电机起停机保护和误上电及断口闪络保护。

j. 请示值长是否拉开主变中性点接地刀闸。

k. 待发电机有功负荷升至60MW 时，倒厂用电自带。

1.5.3 发电机启动、升压、并列过程中注意事项

1.5.3.1 发电机开始冲转启动，即认为发电机及其全部设备均已带电，任何人不得在发变组设备上工作。

1.5.3.2 对新安装和检修后第一次启动的机组，应缓慢升速并监听发电机声音和检查轴承振动情况。

1.5.3.3 当发电机转速达1500r/min 时,应对发电机系统进行全面检查

a. 发电机声音正常，机组振动不得超过规定值。

b. 碳刷无卡涩，无跳动，应接触良好。

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11 c. 检查各部温度、温升不超过规定值。

1.5.3.4 当发电机转速升至3000r/min 定速后,查轴承振动、轴承回油温度、轴瓦温度、冷却系统等正常。

1.5.3.5 发电机升压过程中，应注意定子三相电流等于或接近于零。若出现转子电压、电流较以前显著变化或出现较大定子电流时，降发电机定、转子电压至零，并拉开灭磁开关，联系检修进行处理，待原因查明、缺陷消除后，方可再次升压。

1.5.3.6 发电机定子电压升至额定值时，检查发电机空载参数应正常。

1.4.4.7 升压过程中应缓慢、谨慎。

1.5.4 发电机并列后的工作

1.5.4.1 发电机并入系统后，立即将有功升至8-20MW ，以免逆功率保护动作跳闸，有功负荷增加速度由汽机决定,但也不能立即接代满负荷。

1.5.4.2 发电机并列后,适当增加无功,保持发电机出口电压为额定值,请示值长是否拉开主变中性点接地刀闸。

1.5.4.3 并网后应对发电机、变压器组全面检查一次，复归有关信号。

1.5.4.4 加负荷时必须监视发电机及主变各部温度上升情况。

1.5.4.5 发电机并网后运行稳定，负荷达20%额定负荷，锅炉投煤正常后，进行厂用电源切换操作。

1.5.5 发电机正常运行中的检查与维护

1.5.5.1 发电机正常运行的检查规定：

a. 运行中的发电机应按规定进行巡回检查，并根据运行情况及季节、天气变化、负荷变化、检修等情况进行不同部位的重点检查。发现异常时，应及时分析和处理。

b. 发电机本体各部温度，应每隔2小时抄表一次。且应进行运行工况分析。发现异常时应及时汇报，并增加巡视次数，尽快查明原因。

1.5.5.2 发电机正常运行检查项目：

a. 发电机有无异音、异味和异常振动，各参数不超过允许值。

b. 发电机轴承、铁芯、绕组、发电机冷氢、热氢、冷却水温度不应超过允许值。

c. 发电机、励磁变、励磁设备、互感器、中性点接地变压器、母线、断路器、碳刷及电气连接的导线等无过热、打火、放电、冒烟、松动、绝缘焦味等现象。

d. 氢气压力、纯度、湿度正常，密封油压力、氢油压差符合规定。

e. 定子冷却水的压力、导电率、流量、温度均在规定范围。各管路及连接法兰有无渗漏现象。

f. 发电机封闭母线气压正常，各避雷器动作指示正确。

g. 发电机油水继电器应每班检查两次，如有指示开启放水阀，并根据油水排放量的大小分析运行情况。

h. 励磁系统的整流柜风机运转正常，温度符合规定；整流柜各元件均流正常，过压保护有无动作，各部分的表计指示正常。

i. 发电机的碳刷与滑环接触是否良好，有无异常火花。碳刷与刷握之间是否保持滑动配合，有无卡涩、歪斜、晃动和跳跃等情况。碳刷进入刷握0.5 cm 时应及时联系更换。刷握与刷架上是否有积垢。 碳刷刷辫是否完整，与碳刷的连接是否良好，有无发热及触碰机构件的情况。

1.5.5.3 发电机经受外部短路冲击和短时过载运行后的检查：

a. 检查各引出线接头有无过热放电。

b. 管路有无漏水，氢气系统有无漏氢。

c. 发电机封闭母线、发电机、主变、励磁变有无过热、绝缘变色、断线，有无异音，

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12 充油设备有无漏油。

d. 发电机励磁系统各整流元件有无异常，有无报警，碳刷有无异常。

e. 发变组保护、励磁调节器有无异常信号和告警，强励是否动作。

f. 各部分温度是否正常，有无局部发热。

g. 机组振动情况是否正常。

h. 停机后检查发电机端部线棒是否松动。

i. 如需要，应进行主变和高厂变绕组变形测试。

1.6 发电机的停机操作

1.6.1 发电机由运行转备用的操作

1.6.1.1 接值长令，发电机由运行转备用。

1.6.1.2 合上主变中性点接地刀闸。

1.6.1.3 投入发电机起停机保护和误上电保护。

1.6.1.4 待负荷降至60MW 时，厂用电倒启备变带。

1.6.1.5 联系机、炉降发电机有功负荷至零。

1.6.1.6 在DCS 画面降发电机无功负荷至1-2MVAR 。

1.6.1.7 通知汽机打闸。

1.6.1.8 检查发电机主开关、灭磁开关确已分闸（程跳逆功率动作跳闸）

1.6.1.9 检查发电机各参数为零

1.6.1.10 拉开发变组出口开关控制电源小开关。

1.6.1.11 拉开发变组出口至母线刀闸。

1.6.1.12 将6KV 厂用1A 、1B （2A 、2B ）段工作电源进线开关摇至“试验”位置。

1.6.2 发电机由备用转检修的操作

1.6.

2.1 接值长令，发电机由备用转检修。

1.6.

2.2 将厂用6KV 1A(或2A)、1B(或2B)段工作电源进线PT 拉出。

1.6.

2.3 拉开发变组主开关储能电机电源开关。

1.6.

2.4 拉开主变中性点接地刀闸。

1.6.

2.5 拉开发电机出口PT 一次铅丝，拉开各PT 二次开关。

1.6.

2.6 拉开发电机中性点刀闸。

1.6.

2.7 拉开灭磁开关FMK 的控制直流开关Q21。

1.6.

2.8 拉开调节器风机电源开关QM1-QM6。

1.6.

2.9 拉开励磁整流柜直流侧1QS2、2QS2、3QS2电源开关。

1.6.

2.10 拉开励磁整流柜交流侧1QS1、2QS1、3QS1电源开关。

1.6.

2.11 拉开励磁调节器照明电源开关Q12，辅助电源开关Q11，A 套交流电源开关Q1，A 套直流电源开关Q3，B 套交流电源开关Q2，B 套直流电源开关Q4,工控机电源开关Q5，开入电源开关Q6。

1.6.

2.12 拉开起励电源开关61Q 。

1.6.

2.13 停主变、高厂变冷却装置电源，退励磁变温控仪。

1.6.

2.14 根据工作需要做安全措施。

1.6.3 发电机停机注意事项

1.6.3.1 发电机解列前必须合上主变中性点刀闸。

1.6.3.2 在发电机有功负荷降到60MW 时，应将厂用电倒启备变带。

1.6.3.3 在正常情况下，发电机解列前，必须先将有功减到零。无功负荷减到最低，才允许发电机解列。

1.6.3.4 根据情况停止发电机氢冷器、内冷水冷却器冷却水，冬季停机时,?也可根据情况

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13 向发电机氢冷器、内冷水冷却器通冷却水,以防冰冻现象。

1.6.3.5 停机备用期间，应保持氢压为0.2Mpa 以上，且机内氢参数合格；无作业时，内冷水不得停止运行。

1.7 发电机异常运行和事故处理

1.7.1发电机事故处理原则

1.7.1.1发电机发生事故时应遵循以下原则：

a. 首先设法保证厂用电，尤其保证事故保安电源的可靠性。

b. 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。

c. 保证运行设备的可靠运行，如有备用尽快投入运行。

d. 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。

e. 事故处理中，应始终保持相互联系，服从领导。

f. 事故处理中 ，应指定专人记录与事故有关的现象和各项操作的时间。

1.7.1.2发电机遇有下列情况之一时，应申请停机：

a. 发电机无主保护运行。

b. 转子匝间短路严重，转子电流达到额定值，无功仍然很小。

c. 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。一旦定子线棒温差达14℃或定子线棒引水管出水温差达12℃时，或发电机任一定子槽内测温元件温度超过90℃或出水温度超过85℃时，在确认测温元件无误后，应立即停机。

1.7.1.3 发电机遇有下列情况之一时，应立即将发电机解列停机：

a. 汽轮机打闸后，逆功率保护拒动。

b. 发电机内有摩擦、撞击声，振动超过允许值。

c. 发电机壳内氢气发生爆炸、冒烟或着火。

d. 发电机有内部故障，保护装置或开关拒动。

e. 发电机互感器冒烟、着火、爆炸。

f. 发电机失磁，失磁保护拒动。

g. 励磁回路两点接地，保护拒动。

h. 主变、励磁变内部有爆裂声或冒烟着火。

i. 发电机本体单相接地。

j. 当封闭母线内、发电机组轴承油系统内或主油箱内氢气体积含量超过1%时。

k. 发电机定子断水超过30秒，断水保护拒动。

l. 发电机定子线圈漏水，并伴有定子接地。

m. 发电机主开关以外发生短路，定子电流表指向最大，电压严重降低，发电机后备

保护拒动。

n. 机、炉故障，并得到单元长通知。

o. 发生直接威胁人身安全的紧急情况。

1.7.2 发电机漏氢

1.7.

2.1 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。

1.7.

2.2 处理：

a. 汇报值长，立即寻找漏氢点并设法阻止漏氢的发展，在中性点引线盒内和封闭母

线壳内的氢气含量≥1%时，应送入二氧化碳气体，发电机减负荷停机，在不等其

停止转动前就开始排氢。在密封油箱的含氢量≥1%时，应送入二氧化碳气体，并

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