121)水轮发电机运行规程

《121)水轮发电机运行规程》由会员上传分享，免费在线阅读，更多相关内容在工程资料-天天文库。

F23备案号：8387—2001中华人民共和国电力行业标准DL/T751—2001水轮发电机运行规程Codeforhydraulicturbinegenerator2001—02—12发布2001—07—01实施中华人民共和国国家经济贸易委员会发布前言原电力工业部首次颁发的《发电机运行规程》，为发电厂编制现场运行规程提供了依据，规定了发电机统一的运行标准，对保证发电机安全经济运行，起到了积极的作用。1982年，原水利电力部根据电力工业发展的需要和实践经验的总结，对原规程作了修订，修订后的规程自1982年6月颁发以来已近20年。在此期间，大容量、高电压、国外制造的发电机相继投入运行，发电机的结构、材料、技术性能、自动化程度、辅助设备及安全监测装置配置等都随着科技进步发生了很大变化，原规程的部分条文已不适应设备现状；随着运行管理经验的积累和管理方法的改进，以及现代化管理手段的不断采用，运行单位对发电机运行管理的水平有了很大提高，仍沿用原规程规定的管理程序、方法已不能适应保证发电机安全经济运行的需要。这本《发电机运行规程》适用于汽轮发电机和水轮发电机，是二者通用的技术标准，有关汽轮发电机和水轮发电机的特殊规定在规程中虽作了注明，但合并在一起重点不够突出，使用不够方便，也不能对各自的特点进行必要的、详细的规定，随着水力发电厂装机容量比重不断增大，有必要对水轮发电机单独编制运行规程。基于上述情况，为适应生产的发展和电力工业的科技进步及与国际接轨的需要，原电力工业部科技司技综［1994］42号文《关于下达1994年制定、修订电力行业标准(第一批)的通知》下达了由原东北电力集团公司修订原水利电力部颁发的《发电机运行规程》、重新编制《水轮发电机运行规程》的任务。《水轮发电机运行规程》编制工作自1995年末开始，在原东北电力集团公司组织领导下，由丰满发电厂负责规程的修订编写。在规程修订过程中，对原规程条文作了细致地分析研究，查阅了有关发电机设计、制造、技术条件、使用要求、技术标准等文献资料，结合当前水轮发电机制造、运行的具体情况和今后技术的发展，提出了原规程保留、删除、改动、补充、完善的内容。在此基础上对部分水电厂进行了调研和征求意见后，提出了规程初草，并形成送审稿。1997年5月，中电联标准化部组织召开《水轮发电机运行规程》(送审

1稿)初步审查会，由设计院、电力局、水电厂等单位组成的审查委员会对规程进行了认真的审查，并对规程内容存在的问题及编写注意事项提出了要求。在审查基础上，编写单位又重新修改、补充，提出了《水轮发电机运行规程》(报批稿)。重要技术内容改变情况有以下几点：(1)原规程中水内冷发电机列为一章。鉴于国内已运行的水内冷水轮发电机数量极少，且有的已改为空气冷却，今后一个时期亦将很少出现，故本次修订时，有关水内冷问题未列入。对近年来，国内研制的蒸发冷却型式，目前尚处于试验阶段，机组运行台数很少，有关蒸发冷却的问题，也未列入本规程，可在现场运行规程中根据制造厂规定和实际情况加以补充。(2)本规程做为水电厂水轮发电机运行应遵守执行的唯一行业标准，现场运行管理人员应熟练掌握和严格执行。但鉴于现场运行人员对国家和行业标准中有关水轮发电机设计、制造、技术条件等标准并不一定掌握，对其中某些与水轮发电机运行有关的条文并不了解，故本次修订时将上述标准中某些与运行有关的重要规定列入，以使现场运行管理人员掌握这些内容，更好的管理运用发电机。(3)鉴于国内抽水蓄能电站日渐增多，除其应执行本规程规定外，对有关发电/电动机的多种工况运行、电动机的启动等问题的特殊情况和变频启动装置专列一章。(4)对有关“无人值班”(少人值守)新的值班方式涉及发电机运行的问题，作了某些原则规定以适应新的运行管理方式需要。在执行过程中，可能还会出现一些新的问题，运行单位应在保证安全运行的前提下根据实际情况确定。(5)国产大机组推力轴承引进俄罗斯生产的弹性金属塑料轴瓦技术经过十年的研制、运行试验，取得了较好的应用成果，已经成为国产大机组推力轴承发展的趋势。根据1997年原电力工业部批准颁发的DL/T622—1997《立式水轮发电机弹性金属塑料推力轴瓦技术条件》的规定，本规程对塑料轴瓦运行温度控制、机组启动、停机掣动、冷却水中断故障处理等问题做了规定。本规程对各水电厂编写现场规程有指导作用，各水电厂据此及制造厂文件，结合实际编写现场规程。本规程由原电力工业部提出。本规程由电力行业水轮发电机标准化技术委员会归口。本规程起草单位：丰满发电厂。本规程主要起草人：孙嘉桢、许力、耿富。本规程由电力行业水轮发电机标准化技术委员会负责解释。目次前言1范围2引用标准3总则3.1一般要求3.2测量、信号、保护和监控装置3.3励磁系统3.4冷却系统

23.5轴承4发电机的运行方式4.1额定情况下的运行方式4.2进风温度变动时的运行方式4.3电压、频率、功率因数变动时的运行方式5发电机运行的监视和检查维护5.1发电机的启动、并列、加负荷和停机5.2发电机运行中的监视和检查维护5.3滑环和励磁机整流子电刷的检查和维护5.4励磁装置的检查和维护6发电机不正常运行和事故处理6.1发电机的事故过负荷6.2发电机的事故处理6.3发电机的故障和不正常运行6.4励磁系统的故障7发电/电动机的运行7.1发电/电动机的运行方式7.2发电/电动机的启动、并列、运行、停机及工况转换7.3变频装置中华人民共和国电力行业标准水轮发电机运行规程DL/T751-2001Codeforhydraulicturbinegenerator1范围本标准规定了水轮发电机运行的基本技术要求、运行方式、运行操作、检查维护、事故处理等有关事项。本标准适用于电力工业系统10MW及以上的同步水轮发电机(10MW以下的同步水轮发电机可参照执行)。本标准亦适用于抽水蓄能机组的发电/电动机。2引用标准下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。本标准出版时，所示版本均为有效。所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。GB/T7409—1997同步电机励磁系统大、中型同步发电机励磁系统技术要求GB7894—2000水轮发电机基本技术条件GB8564—1988水轮发电机安装技术规范DL/T491—1992大中型水轮发电机静止整流励磁系统装置运行检修规程DL/T583—1995大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置技术条件

3DL/T622—1997立式水轮发电机弹性金属塑料推力轴瓦技术条件3总则3.1一般要求3.1.1每台水轮发电机(以下简称发电机)和励磁装置(包括励磁机)均应有制造厂的定额铭牌。蓄能机组应分别标明发电、抽水两种工况下的定额铭牌。3.1.2为了检查制造、安装和检修后的质量以及掌握发电机的参数和特性，应按照国家和行业标准的有关规定进行必要的试验，以决定发电机是否可以投入运行。3.1.3运行中的发电机本体、励磁系统、计算机监控系统、冷却系统等主要附属设备应保持完好，保护装置及测量仪表和信号装置等应可靠和准确。整个机组应能在规定参数下带额定负荷，在允许运行方式下长期运行。3.1.4发电机主要部件结构的改变，应做技术经济论证，并征求制造厂家的意见，报上级主管部门批准。3.1.5新安装的发电机，应按制造厂规定的期限进行大修。如无制造厂的规定，则应在运行一年后进行一次检查性大修。以后的大修间隔应按国家和行业标准的有关规定及机组实际运行情况确定。3.1.6发电机应按国家和行业标准有关试验规程的项目、标准和期限进行预防性试验。在特殊情况下需要增减项目或变更标准时，应由发电厂总工程师确定并报上级主管部门批准。3.1.7每台发电机都应有必要的运行备品、专用工具和技术资料，其主要内容为：a)运行维护所必须的备品。b)发电机的安装维护使用说明书和随机供应的产品图纸。c)发电机安装、检查和交接试验的各种记录。d)发电机运行、检修、试验和开停机的记录(包括技术文件)。e)发电机缺陷和事故、轴承摆度记录。f)发电机及其附属设备的定期预防性试验及绝缘分析记录。g)现场运行规程。3.1.8发电机所有的水、气、油管路均应按表1规定着色，并标出介质流向。表1发电机附属管路着色规定管道类别底色供油管红色排油管黄色供水管蓝色排水管绿色压缩空气管白色消防水管桔黄色3.1.9控制室或主机室应有发电机的油、水、气系统图，并应悬挂在现场。3.2测量、信号、保护和监控装置3.2.1发电机应按照国家和行业标准的有关规定装设必要的继电保护、过电压保护、各种联锁装置、监视测量和记录仪表，并在测量仪表上标出运行定额的红线。对重要的测量信息和控制元件状态设置越限报警或状态报警。

43.2.2每台发电机均应将机组事故及故障信号传送至中控室。3.2.3监控装置应能对发电机组的启动、并网、有功和无功负荷的调整、停机、调相运行等(包括抽水蓄能机组的工况转换)进行自动控制，在自动控制故障时能切换至手动运行。3.2.4发电机应设有防飞逸保护装置，装置动作后，应使机组停机。3.2.5发电机应装设灭火装置，并根据消防规程要求作好消防措施。“无人值班”(少人值守)的电厂应设置火灾监测报警和自动灭火装置。设有自动灭火装置的发电机，现场运行规程应明确规定模拟试验的项目和周期。3.2.6发电机继电保护运行方式的改变、设计定值的变更应报上级主管部门批准。3.2.7“无人值班”(少人值守)的电厂，应按有关专项规定对发电机进行检查维护和事故处理。3.3励磁系统3.3.1励磁系统的一般技术要求如下：3.3.1.1为了保证发电机在允许的各种工况(过载或低力率运行)获得足够的励磁电流，励磁装置的额定容量应有一定的裕度。3.3.1.2水轮发电机励磁系统一般不需要备用励磁装置。3.3.1.3励磁系统应满足下列要求：a)正常供给发电机励磁电流并按电压、负荷变动调整励磁电流。b)电压下降到整定值时，应能强行励磁。c)甩负荷时，应限制发电机电压上升。d)发电机内部短路时迅速灭磁并限制转子过电压。e)提高系统静态、动态稳定。f)并列机组无功功率的合理分配。3.3.2发电机均应装有强行励磁、强行减磁和自动调整励磁装置。正常运行中(包括停机和启动时)，上述装置必须投入。励磁调节器应设有自动/手动自动切换装置，当自动励磁调节器故障时能正确自动地从自动调节切换到手动调节，且发电机无功功率无大幅度波动。3.3.3在励磁调整系统中，凡属运行人员现场和远方调整或操作的调压装置(包括在直流励磁机励磁回路中手动调整电压的磁场变阻器、整流励磁回路中的手动调压变压器及远方调整的伺服电机等)，均应在相当于发电机空载、最小励磁电流、最大励磁电流处划上红线。在其传动机构上亦应做上同样的记号，并加上限位接点。此外，在机械传动装置上，应划上箭头，指出增强励磁时机械传动装置转动的方向。同一电厂内所有发电机的这一转动方向应该一致，并有正反向调整的限位措施。3.3.4水轮发电机不允许失磁运行。3.3.5发电机应装有自动灭磁装置及开关，在任何需要灭磁的工况下，能保证在转子线圈绝缘所允许的过电压条件下尽快可靠灭磁。3.3.6整流励磁装置几个功率柜共用的冷却风扇经常保持一台工作，一台备用，两台风扇的供电来自两个不同的电源。工作风扇因故停止运行时应自动切换至备用风扇。两台风扇应定期轮换使用。运行中，功率柜门应关闭严密，不得长时间打开，以免影响冷却效果，并应安装门开关和信号显示。3.4冷却系统3.4.1冷却水系统总供水和各部冷却水管路均应装设控制阀门、滤过器、测量元件，其冷却水压控制范围和冷风、冷却水温度的控制调整原则应在现场运行规程中明确。3.4.2密闭式通风冷却的发电机，应保持通风系统的严密性。在空气室各空气通道内应清洁无杂物，其墙壁应涂刷浅色的油漆。

53.4.3发电机通风系统不应有短路，发电机的轴封应保持严密或符合制造厂的规定。发电机引出线两侧装设防护网门并加锁，风扇的方向和风挡板的位置应该正确。3.4.4冷水系统水温较低时，其空气冷却器的冷风温度调整至设备不结露。供水系统必要时应装有防冻排水阀。3.4.5冷却水含泥沙杂质较多的电厂，水冷却器的供排水方向应定期轮换。3.4.6装有自动流量调节装置的冷却系统，当自动调节装置故障时，应能采用手动调节。手动调节原则应规定冷风温度、瓦温控制范围。3.5轴承3.5.1发电机应根据制造厂的规定与实际运行经验，确定各部轴瓦报警和停机的温度值，报警时应迅速查明原因并消除。3.5.2轴承润滑油的选择应满足设备技术条件的要求。发电机各轴承油槽的运行油面和静止油面位置应按制造厂要求，分别标出。3.5.3为防止轴承绝缘损坏造成轴电流损伤镜板，应装设轴电流保护。3.5.4推力轴承油槽绝缘，未充油前用1000V兆欧表测量时，其绝缘电阻不低于1.0MΩ；充油后，绝缘电阻不得低于0.3MΩ。3.5.5推力轴承和导轴承为浸油式的油槽油温允许最低值，应按制造厂规定执行。制造厂无规定的不能低于10℃；强迫外循环润滑油油温不能低于15℃，否则应设法加温。3.5.6外循环润滑冷却(强油循环)的发电机轴承，油压应按制造厂规定执行。油泵应有备用的交流电源，以提高轴承运行的可靠性。3.5.7立式机组在停机期间，可隔一定时间(新机不超过24h，运转3个月以后性能良好的机组不超过72h，运转一年以后性能良好的机组不超过240h)空载转动一次，或用油泵将机组转子顶起一次。当停机超过上述规定时间或油槽排油检修，在机组启动前，必须用油泵将转子顶起，使推力轴瓦与镜板间进油。立式水轮发电机的推力轴承采用高压油顶起或电磁吸力减载方式时，应按规定的启动程序启动。3.5.8推力轴承为巴氏合金轴瓦的机组运行中冷却水不得中断。3.5.9装有高压油顶起装置的发电机推力轴承，应安装两台高压油泵，其装置配有两套可靠的工作电源。3.5.10发电机的推力轴承、导轴承的结构，应有密封，以防止油雾污染绕组、滑环。3.5.11采用弹性金属塑料推力轴承的机组应遵守以下规定：a)瓦体最高允许运行温度一般控制在55℃；轴瓦报警和停机温度按发电机额定运行工况时瓦体温度增加10℃～15℃。b)定期清扫推力油槽及槽内各部件，经常保持油的清洁程度，油槽热油温度控制不超过50℃；c)正常停机后，可以连续启动，其间隔时间和启动次数不作限制；瓦温在5℃以上时，允许冷态启动。d)停机时间在30d以内时，可以不顶起转子开机；停机时，允许转速降低至10%额定转速，投入掣动；在掣动系统故障，需要立即停机时，方允许惰性停机，但一年内不超过3次。e)运行中如出现冷却水中断，应立即排除；当瓦体温度不超过55℃，油槽内热油温度不超过50℃时，可以暂时运行，继续运行时间根据断水试验结果确定；在此期间应时刻监视油温、瓦温上升情况，恢复冷却水时，要缓慢调整至正常压力。

64发电机的运行方式4.1额定情况下的运行方式4.1.1发电机按照制造厂铭牌规定数据运行的方式称为额定运行方式，发电机可在这种方式下长期连续运行。4.1.2转子电流的额定值，应采用在额定功率因数和电压波动在额定值的±5%、频率变化在±1%范围，能保证发电机额定出力时的电流值。4.1.3发电机投入运行后，未做温升试验前，如无异常现象按照发电机的铭牌数据带负荷。在未进行温升试验以前，发电机不允许超过铭牌的额定数值运行，同时也不允许无根据地限制容量。如果经过温升试验，证明发电机在温升方面确有较大裕度，对发电机的结构所进行的分析亦说明确能超过额定数值运行时，应将所做的试验记录连同结构分析(国内产品应附制造厂的意见)报送上级主管部门批准后可以超过额定数值按新的数据运行。4.1.4经过改进后提高出力的发电机需通过温升试验和其他必要的试验，以及进行技术分析鉴定，来确定提高出力后的运行数据。按提高出力数据运行的方式经上级主管部门批准后，可以作为发电机正常运行方式。发电机超出力运行必须考虑原动机(水轮机)、发电机励磁系统、有关电气(一、二次)设备及机械附属设备的铭牌容量能否适应。4.1.5转子绕组、定子绕组及定子铁芯的最大温度，为发电机在额定进风温度及额定功率因数下，带额定负荷连续运行时所发生的温度，这些温度根据温升试验的结果来确定，其值应在绝缘等级和制造厂所允许的限度以内。4.1.6当水轮发电机组铭牌设置最大容量时，发电机应允许在最大负荷下连续安全运行。最大负荷时的功率因数、定子和转子最大工作电流以及发电机各部温度，应按制造厂的规定在现场运行规程中写明。4.2进风温度变动时的运行方式4.2.1由于环境温度影响，进风温度超过额定值时，如果转子绕组、定子绕组及定子铁芯温度经过试验未超过其绝缘等级和制造厂允许的温度时，可以不降低发电机的容量。但当这些温度超过允许值时，则应减少定子和转子电流直到上述允许温度为止。4.2.2当进风温度低于额定值时，定子和转子电流可以增加到其绕组温度在第4.1.5条所规定的范围内。4.2.3如果发电机尚未进行温升试验，则当进风温度高于或低于额定值时，定子电流的允许值应按制造厂家给定的定子绕组及定子铁芯允许温度掌握。4.2.4当进风温度低于额定值时，允许定子和转子电流增加至进风温度较额定值低10℃为止。4.2.5对密闭式冷却的空冷发电机，其最低进风温度，应以空气冷却器不凝结水珠为标准。4.2.6发电机进、出风温差显著增大，应分析原因，采取措施，予以解决。4.2.7空冷发电机的各空气冷却器上必须装有测温元件，便于值班人员对冷风温度进行调整。4.3电压、频率、功率因数变动时的运行方式4.3.1在下列情况下，发电机可按额定容量运行：a)在额定转速及额定功率因数时，电压与其额定值的偏差不超过±5%。b)在额定电压时，频率与其额定值的偏差不超过±1%。c)在电压和频率同时偏差(两者偏差分别不超过±5%和±1%)且均为正偏差时，两者偏差之和不超过6%；若电压和频率不同时为正偏差时，两者偏差的百分数绝对值之和不

7超过5%。当电压与频率偏差超过上述规定值时应能连续运行，此时输出功率以励磁电流不超过额定值，定子电流不超过额定值的105%为限。4.3.2发电机连续运行的最高允许电压应遵守制造厂规定，但最高不得大于额定值的110%。发电机的最低运行电压应根据稳定运行的要求来确定，一般不应低于额定值的90%。如果发电机电压母线有直接配电的线路，则运行电压尚应满足用户电压的要求。此时定子电流的大小，以转子电流不超过额定值为限。4.3.3发电机在运行中功率因数变动时，应使其定子和转子电流不超过当时进风温度下所允许的数值。4.3.4允许用提高功率因数的方法把发电机的有功功率提高到额定视在功率运行，但应满足电网稳定要求。4.3.5发电机是否能进相运行应遵守制造厂的规定。制造厂无规定的应通过特殊的温升试验和稳定验算来确定。进相运行的深度决定于发电机端部结构件的发热和在电网中运行的稳定性。4.3.6允许作调相机运行的发电机，在调相运行时，其励磁电流不得超过额定值。5发电机运行的监视和检查维护5.1发电机的启动、并列、加负荷和停机5.1.1备用中的发电机应进行必要的监视和维护，使其经常处于完好状态，随时能立即启动。如需处理缺陷，不论是否影响机组启动，均应取得电网调度的同意。当发电机长期处于备用状态时，应采取适当的措施防止绕组受潮，并保持绕组温度在5℃以上。5.1.2具有多台机组的水电厂，现场应制定机组轮换运行的制度。5.1.3发电机检修后，在启动前应将检修工作票全部收回，并详细检查发电机各部分及其周围的清洁情况，各有关设备必须恢复、完整好用，短路线和接地线必须撤除，以及进行启动前的各种试验。现场运行规程应对启动前的检查及试验项目作详细的规定。5.1.4全部有关电气设备检查完毕后，在发电机启动前应测量发电机定子及励磁回路的绝缘电阻，并做好记录。测量发电机定子回路的绝缘电阻，可以包括连接在该发电机定子回路上不能用隔离开关断开的各种电气设备，并采用2500V兆欧表测量，其绝缘电阻值不作规定。若测量的结果较历年正常值有显著的降低(考虑温度和空气湿度的变化，如降低到历年正常值的1/3)或沥清浸胶及烘卷云母绝缘吸收比小于1.3、环氧粉云母绝缘吸收比小于1.6，应查明原因并将其消除。测量发电机励磁回路绝缘电阻，应包括发电机转子、主(副)励磁机。对各种整流型励磁装置是否测量绝缘电阻，应按有关规定的要求进行。测量应采用500V～1000V兆欧表，其励磁回路全部绝缘电阻值不应小于0.5MΩ。若低于以上数值时，应采取措施加以恢复。如一时不能恢复，则是否允许运行应由发电厂总工程师决定。对担任调峰负荷、启动频繁的发电机定子和励磁回路绝缘电阻，每月至少应测量一次。5.1.5发电机大小修和机组长期停运后，在重新启动前，应进行发电机断路器及自动灭磁开关的分、合闸试验(包括两者间的联锁)和电气及水轮机保护联动发电机断路器的动作试验。5.1.6发电机开始转动后，即应认为发电机及其全部设备均已带电。

8大修后做第一次启动试验的机组，应缓慢升速并监听发电机各部的声音，检查轴承润滑、冷却系统工作情况及机组各部振动情况。当发电机转速达到额定转速的一半左右时，应检查整流子和滑环上的电刷是否有跳动、卡涩或接触不良的现象，如有上述现象，应设法消除。在转速达到额定值时，应检查轴承油压、油流、油温和瓦温及冷却系统漏风情况，测试各轴承摆度，监视摆度是否超过规定。5.1.7发电机正常启动前，不论采用何种同步并列方式，其励磁调整装置均应放在空载额定电压位置。5.1.8发电机并列应以自动准同步并列方式为基本操作方式，如自动准同步并列方式不良应改为手动准同步并列方式。无论采用何种同步并列方式，现场规程均应规定各种同步并列的方法及所使用的开关、插座和同步装置。5.1.9对发电机电压的增加速度不作规定，可以立即升至额定值。有制造厂规定者应按其规定执行。5.1.10提升发电机的电压时，应注意三相定子电流均等于或接近于零。当发电机的转速已达额定值、励磁调整装置的位置已在相当于空载额定电压的位置上时，应注意发电机定子电压是否已达额定值，同时根据转子电流表核对转子电流是否与正常空载额定电压时的励磁电流相符。5.1.11发电机并入电网以后，有功负荷增加的速度不受限制。加负荷时，必须注意监视发电机冷却介质温升、铁芯温度、绕组温度以及电刷、励磁装置工作情况等。5.1.12在正常情况下，发电机解列前必须将有功功率和无功功率降至空载，然后再断开发电机的断路器。完成以上步骤时，方可进行停机操作。对220kV系统中容量200MW以下的水轮发电机组，解列前必须将未接地的变压器中性点投入。发电机仅于检修或停机时间较长时才将母线隔离开关拉开和关闭水轮机前的阀门。5.1.13发电机每次停机后，应检查绕组、轴承冷却供水是否已停止，全部掣动装置均已复归，为下次开机做好准备。5.1.14发电机停机时，无论采取何种掣动方式应能连续掣动，直到停止转动为止。采用电掣动停机时，应对停机过程中定子电流进行监视。5.1.15机组在调相工况运行停机时，应先将转轮室内空气排掉再停机。5.2发电机运行中的监视和检查维护5.2.1所有安装在发电机仪表盘上的电气指示仪表，发电机定子绕组、定子铁芯、进出风，发电机各部轴承的温度及润滑系统、冷却系统的油位、油压、水压等的检查、记录间隔时间应根据设备运行状况、机组运行年限、记录仪表和计算机配置等具体情况在现场运行规程中明确。监视励磁回路绝缘的电压表，应定期测量，在现场运行规程中规定。5.2.2发电机及其附属设备，应按现场运行规程的规定，进行定期巡视和检查。此外，在发生外部短路后，也应对发电机进行外部检查。5.2.3润滑油和轴承的允许温度及油压、进出风温度和冷却水水压均应在现场运行规程中规定。5.2.4发电机润滑、轴承、冷却水系统的定期试验、切换、清扫、排污等维护工作应在现场运行规程中明确工作项目和周期。5.2.5发电机的运行管理与监督，应根据发电厂管理体制、值班方式的具体情况，指定专门单位的专人担任，其职责分工，应在现场运行规程中明确规定。5.2.6“无人值班”(少人值守)电厂的发电机及其电气机械仪表的巡视检查和表计记录应

9在现场运行规程中明确规定。5.3滑环和励磁机整流子电刷的检查和维护5.3.1定期检查整流子和滑环时，应检查下列各点：a)整流子和滑环上电刷的冒火情况。b)电刷在刷框内应能自由上下活动(一般间隙0.1mm～0.2mm)，并检查电刷有无摇动、跳动或卡住的情形，电刷是否过热；同一电刷应与相应整流子片对正。c)电刷连接软线是否完整、接触是否紧密良好、弹簧压力是否正常、有无发热、有无碰机壳的情况。d)电刷与整流子接触面不应小于电刷截面的75%。e)电刷的磨损程度(允许程度订入现场运行规程中)。f)刷框和刷架上有无灰尘积垢。g)整流子或滑环表面应无变色、过热现象，其温度应不大于120℃。5.3.2检查电刷时，可顺序将其由刷框内抽出。如需更换电刷时，在同一时间内，每个刷架上只许换一个电刷。换上的电刷必须研磨良好并与整流子、滑环表面吻合，且新旧牌号必须一致。5.3.3根据现场运行规程所规定的时间和次数，对滑环和励磁机整流子进行维护。工作中，应采取防止短路及接地的安全措施。使用压缩空气吹扫时，压力不应超过0.3MPa，压缩空气应无水分和油(可用手试)。5.3.4机组运行中，由于滑环、整流子或电刷表面不清洁造成电刷冒火时，可用擦拭方法进行处理。现场运行规程应明确规定处理方法与注意事项。5.4励磁装置的检查和维护5.4.1现场运行规程应明确规定励磁设备的巡视检查周期和具体项目。主要检查项目有：a)各表计指示是否正常，信号显示是否与实际工况相符。b)各有关励磁设备元器件，应在运行对应位置。c)检查各整流功率柜运行状况及均流情况。d)各电磁部件无异声及过热现象。e)各通流部件的接点、导线及元器件无过热现象，各熔断器是否异常。f)各机械部件位置正确，接触点接触良好，无过热现象，挂钩挂好，各部螺栓、销钉连接良好。g)通风用元器件、冷却系统工作是否正常。h)静止励磁装置的工作电源、备用电源、起励电源、操作电源等应正常可靠，并能按规定要求投入或自动切换。5.4.2整流励磁装置功率柜的维护工作，应在该功率柜停运情况下进行。晶闸管整流器的散热器应定期清扫，风扇应定期切换运行。5.4.3励磁装置工作在手动状态时，注意无功功率的变化。6发电机不正常运行和事故处理6.1发电机的事故过负荷6.1.1在事故情况下，允许发电机的定子绕组在短时间内过负荷运行，同时也允许转子绕组有相应的过负荷。短时间过负荷的允许值应遵守制造厂的规定。制造厂无规定时，对于空气冷却的发电机，可以参照表2执行。

10表2短时间过负荷的定子电流允许值规定定子绕组短时间过负荷电流/额定电流1.101.151.201.251.301.401.50持续时间601565432min对运行年久的发电机或定子绕组、转子绕组温度较高的发电机，应该适当限制短时间过负荷电流的倍数和时间。6.1.2当发电机的定子电流达到过负荷允许值时，应该首先检查发电机的功率因数和电压，并注意电流达到允许值所经过的时间。在允许的持续时间内，用减少励磁电流的方法，降低定子电流到正常值，但不得使功率因数过高和电压过低。如果减低励磁电流不能使定子电流降低到正常时，则必须降低发电机的有功负荷。6.2发电机的事故处理6.2.1发电机发生剧烈的振荡或失去同步时(例如由于系统上发生短路、发电机突然减少励磁等)，在仪表上有下列指示：a)定子电流表的指针来回剧烈地摆动，定子电流的摆动有超过正常值的情形。b)发电机和母线上各电压表指针都发生剧烈的摆动。c)有功功率、无功功率表在全盘摆动。d)转子电流表的指针在正常值附近摆动，强励装置可能动作。发电机发出鸣声，其节奏与上列各项表计的摆动合拍。这时，应采取下列措施：a)无论有无自动调整励磁装置的发电机，均应尽可能增加其励磁电流，以创造恢复同步的有利条件。b)根据发电机转速判明发电机转速是升高还是降低。如发电机转速比振荡前升高，应以机组导叶开度限制降低与系统连接的发电机有功功率，直到振荡消除；如发电机转速比振荡前降低，应立即提升机组有功功率，尽快使机组恢复同步。c)振荡过程中发电机转速的调整以及发电机是否与电网解列应参照电网调度运行规程执行。d)密切监视调速器及机组机械部分的运行情况。e)检查电力系统稳定器(PSS)工作情况是否正常。现场运行规程应制定明确的事故处理措施及振荡消除后的检查项目。6.2.2可逆式抽水蓄能机组的振荡处理措施如下：a)当抽水蓄能机组在发电机状态运行时，其处理方法同常规发电机。b)当抽水蓄能机组在水泵状态运行时，若水泵转速上升则水泵应保持抽水最大功率不变；若水泵转速下降时则应立即将水泵从电网解列。6.2.3当系统内或其他并列运行的发电机发生事故，引起电压下降，发电机的励磁由自动励磁调整装置及强行励磁装置的调整而增加到最大时，在1min内值班人员不得干涉自动励磁调整装置或强行励磁装置的动作。在1min以后，则应立即根据现场规程规定，降低定子、转子电流至正常值。6.2.4在发电机断路器以外发生长时间的短路，且定子电流表的指针指向最大而电压剧烈降低时，如果发电机的保护装置拒绝动作，值班人员应立即手动将发电机解列。6.2.5当发电机的断路器自动开断时，值班人员应立即检查以下项目：a)检查自动灭磁开关是否跳开，如果未跳开，就立刻用远方操作按钮将其切断；如果在发电机与断路器之间有支线，则只有当支线开关也同时自动切断时，才可将自动灭磁

11开关切断。b)检查发电机是否停机，监视停机过程。c)检查由于何种保护装置动作使发电机被切断。d)如果确定断路器开断是由于人员过失或保护误动作引起，则应立即将发电机并网或恢复备用。6.2.6如果由于发电机外部短路引起发电机保护装置动作而被切断，同时内部故障的保护装置未动作，经外部检查发电机亦未发现明显的不正常现象，则发电机即可并入电网。6.2.7当发电机由于内部故障的保护装置动作而跳闸时，除按6.2.5条检查外，还应测量定子绕组的绝缘电阻，并对发电机及其有关的设备和所有在保护区域内的一切电气回路(包括电缆在内)的状况作详细的外部检查，查明有无外部征象(如烟、火、响声、绝缘烧焦味、放电或烧伤痕迹等)，以判明发电机有无损坏。此外，应同时对动作的保护装置进行检查，并查问电网上有无故障。如果检查发电机及其回路的结果并未发现故障，则发电机可从零起升压。升压时如发现不正常情况，应立即停机，以便详细检查并消除故障。如升压时并未发现不正常现象，则发电机可并入电网运行。6.2.8在中性点经消弧线圈、接地变压器接地的系统中运行的发电机，当发现系统中有一点接地时，无论接地点在发电机内部或发电机外部，都应立即转移负荷停机。大容量和绝缘老化的发电机应装设100%定子接地保护装置。6.2.9如果发电机由于甩负荷后转速升高使过电压保护装置动作而与电网解列时，经判断正确后，立即将发电机并入电网带负荷。6.3发电机的故障和不正常运行6.3.1当发电机各部分的温度与正常值有很大的偏差时(发电机定子绕组和铁芯的温度)，值班人员必须立即根据仪表检查有无某种不正常的运行情况(三相电流不平衡等)，同时并查明冷却器阀门是否已全开及冷却水系统是否正常。如果发电机的过热是由于冷却水的中断或进入冷却器的水量减少，则应减少负荷或将发电机自电网解列。6.3.2发电机各部轴承温度较正常运行升高或温度升高报警信号动作时应进行下列检查处理：a)检查轴承油槽油面、油色、油流是否正常。b)检查冷却水是否正常。c)轴承内部有无异声，判断轴承是否良好。d)机组摆度、振动是否增大。经检查确认已无法继续正常运行，应尽快解列停机。6.3.3发电机冷风温度升高故障报警时，检查冷却水水压是否降低，并进行调整，或提高水压增大冷却水量。如水压正常，则应检查监测系统的测温元件，并进行处理。6.3.4当发电机的转子一点接地保护动作时，应迅速转移负荷，停机处理，一般不允许再继续运行。6.3.5当励磁系统发生两点接地时，必须立即解列发电机，并用自动灭磁开关切断励磁。当转子绕组有层间短路而引起不允许的振动或转子电流急剧增加时，必须立即减少负荷，使振动或转子电流减少到允许的范围内，必要时亦应解列发电机，并用自动灭磁开关切断励磁。6.3.6当发电机着火时(从发电机上部盖板热风口或密闭不严处冒出明显的烟气、火星或有绝缘烧焦的气味)，值班人员应当立即采取下列措施：a)如发电机未自动停机，应立即手动开断发电机出口断路器并灭磁，紧急停机。b)判断发电机已无电压后，应根据现场的消防规程立即灭火，直到火灾完全扑灭

12为止。c)发电机着火时不准破坏发电机密封，如热风口在打开位置应立即关闭；进入发电机内部应戴氧气罩或防毒面具，接触设备时应做必要的安全措施。6.3.7当发电机失掉励磁时，其表计的指示变化如下：转子电流等于或接近零，发电机母线电压通常降低，电力表指示较正常值低，定子电流表指示升高，功率因数表指示进相，无功功率表指针越过零位，即发电机由系统吸收无功功率，定子电流和转子电压有周期性摆动。发电机失去励磁时，如失磁保护未动作停机，应立即手动将发电机解列。6.3.8当发电机仪表指示突然消失时，检查是否由于仪表本身或其测量回路故障所引起，应尽可能不改变发电机的运行方式，并采取措施消除所发现的故障。如果影响发电机正常运行时，应根据实际情况减少负荷或停机处理。6.3.9发电机持续允许的不平衡电流值应遵守制造厂的规定。制造厂无规定时，对于空气冷却的发电机，可按照下列规定执行：a)在按额定负荷连续运行时，对于容量为100MW及以下的发电机负序电流与额定电流之比(标么值)不得大于12%；对于容量超过100MW的水轮发电机，负序电流与额定电流之比(标么值)不得大于9%，同时任何一相的电流不得大于额定值。b)在低于额定负荷连续运行时，各相电流之差可以大于上面所规定的数值，但具体数值应根据试验确定。6.3.10发电机短时间允许的不平衡电流值，应遵守制造厂的规定。制造厂无规定时，对于空气冷却的发电机，可按下式计算：式中：I2——负序电流的标么值；t——时间，s。6.3.11在作短时间的不平衡短路试验时，发电机定子绕组内的最大电流，一般不得大于额定值的25%。不平衡负荷试验从开始到电流降至零的时间，一般不得超过5min。6.4励磁系统的故障6.4.1励磁系统在下列故障情况下应退出运行：a)励磁装置或设备的温度明显升高，采取措施后仍超过允许值。b)励磁系统绝缘下降，不能维持正常运行。c)灭磁开关、磁场断路器或其他交直流开关触头发热。d)整流功率柜故障。e)冷却系统故障，短时不能恢复。f)励磁调节器自动单元故障，手动单元不能投入。6.4.2励磁系统不正常运行或出现故障时，应加强监视，采取措施处理。a)发电机励磁电流、无功功率异常，机组尚未失步，立即降有功负荷，同时增加励磁电流。b)起励失败，检查起励回路设备电源，未查清原因前，不得再次启动。6.4.3当励磁机整流子发生强烈的火花时，不必立即停下发电机，值班人员可按5.3.4条规定处理，同时应减少发电机的有功及无功负荷，至消除不正常现象为止；如果所采取的措施无效，应将发电机从电网解列。当励磁机着火冒烟时，值班人员应立即紧急停机灭磁，并按消防规程规定进行灭火。6.4.4运行中发现励磁回路的绝缘电阻突然降低时，应以压缩空气吹净整流子或滑环，以

13恢复绝缘电阻。如果绝缘电阻不能恢复，则应对发电机严密监视，一有机会就将该发电机停下，查明绝缘电阻降低的原因，并采取措施恢复绝缘。6.4.5励磁调节器发生故障时，在强行励磁、强行减磁装置均正常的情况下，允许短时间将励磁切换至手动状态运行。自动灭磁装置故障退出运行时，不得将发电机投入运行。7发电/电动机的运行7.1发电/电动机的运行方式7.1.1发电/电动机按制造厂铭牌规定数据的运行方式，称为额定运行方式。发电/电动机可在这种方式下长期连续运行。7.1.2电压、频率、功率因数变动时，发电工况的运行参照4.3规定执行；电动机工况运行时，功率因数应尽可能提高。7.1.3允许进相运行的发电/电动机应规定发电工况和水泵工况的进相深度。7.1.4具有变速功能的发电/电动机，应适应水头的变化调整转速，使其工作在最优效率区，并处于最佳工况下运行。7.2发电/电动机的启动、并列、运行、停机及工况转换7.2.1发电/电动机运行工况的转换，应按照制造厂家预先给定的程序流程图操作。7.2.2现场运行规程应规定机组工况转换时，现地操作、控制室操作、调度级操作的具体操作方法及注意事项。7.2.3发电/电动机应具有两种不同的电动机工况启动方式(常用备用)。7.2.4无论采用何种方式(异步启动、变频启动、背靠背启动)进行电动机工况的启动，自动励磁系统调节方式应与启动方式相对应。7.2.5采用异步启动的发电/电动机，应对异步启动时的冲击电流、电网电压降低和稳定进行计算，并经电网调度批准。7.2.6在正常状态下，电动机工况启动时，应采用转轮室充气方式，以减少启动阻力矩。失去气源时，在启动装置容量足够或对电网影响不大时，可以采用转轮在水中启动方式。7.2.7允许作电动机工况启动的间隔时间按制造厂规定执行，并在现场运行规程中注明。7.2.8三机式蓄能机组，发电/电动机可在不停机状态下进行发电、抽水工况的转换操作。可逆式蓄能机组，经过制造厂的同意和试验，方可由抽水工况直接转入发电工况。上述工况转换操作方法及注意事项均应在现场运行规程中规定。7.2.9具有三机式同时运行(或称水力回流运行)的发电/电动机，在水泵工况运行时，电网与水轮机承担抽水负荷转换的操作方法及注意事项应在现场运行规程中规定。7.2.10现场运行规程应规定发电/电动机工况转换不良和电动机启动不成功的处理方法和措施。7.2.11电力系统故障造成厂用电全停且在一定时间不能恢复、厂房集水井水位急剧上升时，机组是否允许在无厂用电源情况下进行黑启动应根据设备结构及其他直流备用电源等情况决定。现场运行规程应明确规定启动机组与系统隔离措施、操作顺序及操作注意事项等。在启动过程中，严密监视发电机瓦温，若瓦温急剧上升或在机组接近额定转速时，未能建立电压应紧急停机查明原因。瓦温未超过正常运行瓦温升高停机温度时可进行第二次启动，否则应另选其他机组进行黑启动。7.3变频装置7.3.1变频器启动发电/电动机的一般技术要求7.3.1.1采用静止变频器作为发电/电动机启动装置时，其变频电源的容量应能满足发电/电动机启动时拖至同步的需要，其频率变化应能从零平稳过渡至额定。

147.3.1.2多台机组可共用一套变频启动装置，公用启动母线接线应能使变频器切换至任一台机组。变频器只能同时启动一台机组。7.3.1.3组成整流桥臂的换流器晶闸管元件数应有备用，在个别晶闸管损坏时仍能继续工作。7.3.2变频器的运行和检查维护7.3.2.1变频器应装设换流器交流侧过电压、晶闸管故障等继电保护和冷却水系统监视测量仪表及故障报警装置。7.3.2.2变频器室内应保持整洁、干燥、照明完好，安全护栏完整。任何时候变频装置(换流器、电抗器、滤波器等)均应视为高电压设备(运行或备用)，安全距离符合电业安全工作规程要求。7.3.2.3变频器启动成功后，应立刻切开启动回路所有断路器和隔离开关。变频器启动失败后，若因晶闸管故障禁止再次启动变频器；若属其他原因，可再次启动，允许再次启动的间隔时间应在现场运行规程中明确。7.3.2.4变频器运行中定期检查项目和维护工作应在现场运行规程中规定。变频器正常检查项目应包括：各交直流工作电源在投入，控制盘面各插件及信号位置正确，母线、断路器、隔离开关等设备及连接处无放电及过热现象，绝缘子表面清洁、无裂纹及放电现象等。7.3.3变频器冷却系统的运行7.3.3.1在正常运行时，变频器的冷却装置应在投入位置。7.3.3.2在整流、换流桥任一侧交流充电时，冷却装置应先投入。两换流桥断电后，冷却装置自动断开。7.3.3.3晶闸管阀水冷系统应装设水压、水流、水温等监视报警装置和水冷系统故障保护，冷却水质指标符合规定。运行中应对水冷系统设备外部状态、监测表计指示、保护定值位置、水质、泄漏情况、备用水泵电源等作定期检查。7.3.3.4冷却水泵启动前，应检查变频器装置及水冷系统良好和无异常信号出现，然后再将水泵投入，此时变频器即进入工作状态。7.3.3.5变频器停运时，水冷系统的一次冷却水应关闭，防止冷却水温过低，晶闸管表面凝露，损坏阀体绝缘。7.3.3.6通风冷却的晶闸管阀一次冷却水系统应经常保持水压流量正常，并根据环境温度及时调整。7.3.4变频器的异常、事故处理7.3.4.1变频器故障。根据信号显示，判断故障性质，找出故障点，并予消除。7.3.4.2晶闸管、滤波器故障报警。根据显示找出故障晶闸管或滤波器，退出设备进行故障元件更换。7.3.4.3水冷系统故障。检查一、二次冷却水是否正常。如冷却水温升高，适当调节一次冷却水流量，调整无效，退出运行处理故障。7.3.4.4冷却水泵故障。检查备用水泵是否投入，退出故障水泵进行处理。7.3.4.5冷却水导电率升高。监视变化情况，联系有关人员检查水处理器。7.3.4.6变频器启动不成功。检查监控程序执行显示情况，故障信号是否复归，水冷系统工作是否正常，变频器各电源开关是否投入等，根据情况确定是否再次启动。7.3.4.7变频器事故跳闸。检查变频器设备和保护动作情况，判断故障性质和找出故障点，进行处理。