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1、【精品文档】如有侵权，请联系网站删除，仅供学习与交流汽机发电机运行规程修改.精品文档.巨 港 150MW GFCC 电厂汽机发电机运行规程（试用）1 主题内容与适用范围1.1 主题内容本规程提供了汽机发电机的电气设备规范及运行参数，对发电机的启动、正常运行、停运、异常运行情况及事故处理做了规定。1.2 适用范围本规程仅适用于印度尼西亚巨港150MW GFCC电厂。2 主要电气设备规范2.1汽机发电机为密闭循环式空气冷却、带有同轴无刷励磁机的两极三相交流同步发电机。2.1.1发电机规范1）发电机型号：WX18L-054LLT 序列号：600492）冷却方式：密闭循环式空气冷却，转子绕组为空内冷，
2、其余为空外冷。3）额定容量：68.75MVA4）额定功率：55MW5）额定电压：10.50KV6）额定电流：3780.3A7）额定功率因数：0.88）额定频率： 50.0HZ9）额定转数：3000r/min10）绝缘等级： F/B11）执行标准：IEC-3412）空载励磁电流：412.3A13）满载励磁电流：1024.9A14）空载励磁电压：59.7V15）满载励磁电压196.4V16）满负载时的效率：98.3717）发电机入口空气温度：4018）发电机出口空气温度：8519）空冷器入口空气温度：8520）空冷器出口空气温度：4021）空冷器入口水温度：3322）空冷器出口水温度：372.1.
3、2 励磁机规范1） 励磁机型号：WBF8-5G2） 冷却方式：空冷3） 励磁机额定电压：220V4） 励磁机额定电流：1130A5） 励磁机额定输出：249KW6） 发电机空载时励磁机励磁电流：5.1A7） 发电机空载时励磁机励磁电压：14.2V8） 发电机额定负载时励磁机励磁电流：14.0A9） 发电机额定负载时励磁机励磁电压：51.0V10）强励时励磁机励磁电流：21.2A11）最大输出时励磁电压：77.3V12）励磁机励磁绕组电阻（20/105）：2.739/3.654hms13）励磁调节器型号：WLZ-1DW14）AVR调节范围：70110UGN15）FCR调节范围：10110IFN2
4、.2 汽轮机主变规范:主变为自然油循环强制风冷三相有载调压变压器1) 主变型号：SFZ10-80000/150TH2) 电压组合：15081.25%/10.5 KV3) 额定电流：307.9/4399 A4) 额定频率：50Hz5) 冷却方式：ONAN/ONAF 63/100%6) 连结组标号：Ynd117) 短路阻抗：10.5%（7.5）8) 空载电流：0.09%In9) 空载损耗：42KW10) 负载损耗：264KW11) 绝缘水平：LI750AC325-LI325AC140/LI85AC4512) 使用条件：户外3发电机启动3.1启动前的准备3.1.1启动前的准备工作有关发电机及其附属设
5、备检修工作票全部终结，安全措施全部拆除，所有保护继电器全部复位。并应按要求检查以下项目：1） 测量各电气部分的绝缘应符合要求。2） 检查各电气回路接线应正确并安全可靠（包括不短路、不松动等）。3） 各开关动作是否正确可靠，各继电保护整定值参照最新定值单仔细核对是否一致，保护装置的软、硬压板是否已经投入。 4）检查电气监控SCADA系统及DCS操作系统，电气、汽机励磁调节系统应无故障报警。5）检查发电机的冷却风路系统必须密封良好，其中包括发电机本体及下部的空气冷却器室等（开机后再复查一次以防外面灰尘吸入电机内）。 6）检查发电机冷却水压力正常，系统无渗漏，冷却器投入情况与发电机入口风温的要求相对
6、应。7）检查发电机油路必须清洁畅通，回油情况良好，轴承进油压力约0.15MPa,进入轴承后的油压约0.08MPa,顶轴油的压力在10-30Mpa时即可启动。8）再重新检查一次各处紧固螺栓是否紧固，其中包括：基础螺栓、两端盖、轴承、励磁机等螺栓的紧固。9）检查发电机、励磁机及其附属设备清洁无损，各接头牢固。10）检查发电机轴接地电刷应接触良好，活动自由，刷握内间隙在0.1 mm0.2 mm之间，长度不小于3/4。11)发电机励磁变压器、励磁PT、仪用PT确认已投入，设备一次保险及二次保险测量无熔断。12)检查150KV开关场2出线开关2BS2及两侧刀闸2DS2、2DS3在合位，检查2主变150K
7、V侧开关2BS1在开位，刀闸2DS1在合位，并且SF6开关气体压力正常，开关储能位置指示正确。13)检查汽轮机MCC及锅炉MCC开关及操作电源位置是否正确。发电机启动前的检查和准备工作结束后，汇报值长。3.2 发电机启动过程中的操作与检查3.2.1发电机的启动操作由值长下令，值长负责与系统调度和对侧出口变电所（波浪变）联系。3.2.2 发电机一经开始转动，即认为已带电压，此时在发电机、励磁机上进行任何工作都必须严格执行电业安全工作规程的相关规定。3.2.3 当发电机转速升至5002000转分时，值班人员应进行下列检查，如有异常现象立即汇报值长。3.2.3.1检查发电机内部是否有不正常摩擦声音；
8、3.2.3.2检查发电机各部温度是否正常，检查冷却器工作是否正常；3.2.3.3检查各轴承回油情况是否正常（回油温度应在70以下）；3.2.3.4检查发电机轴承振动情况是否正常。3.2.4 当汽机达95%额定转速时，应重点检查WLZ-1DW励磁系统的初励电压、电流情况以及发电机端电压的建立情况。3.2.5 当汽机转速达到100 %额定转速时，在并网前必须作如下检查和操作：3.2.5.1励磁系统是否正常工作，励磁系统电压、电流是否正常，有无告警等；3.2.5.2发电机的出口电压应接近额定值；3.2.5.3系统三相电压应平衡；3.2.5.4发电机冷却器投入情况应符合要求。3.2.6 发电机与电网并
9、列的必要条件：3.2.6.1 待并发电机电压与系统电压差不大于5%；3.2.6.2 待并发电机的相位与系统相角差不大于203.2.6.3 待并发电机的频率差不大于额定值的0.2 0.5%。3.2.6.4 待并发电机的相序与系统相序相同，发电机初次并网、大修后或同期回路变动后，须经核相正确，方可进行并列操作。3.3 并网3.3.1 确认机组运行无异常后，可进行并网操作，机组并网应按值长命令进行。并网采用自动准同期并网方式。3.3.2汽机发电机并网操作在电气SCADA主画面上进行，同期点在发-变组150KV侧开关2BS1，选中点击“Auto Syn”按钮，进入同期画面。此画面应无“MX3EG1A
10、Sync Device Fault”告警。如发告警，应查明原因。3.3.3 同期合闸时点击“Start MX3EG1A LB”按钮，进入自动检有压同期合闸状态。待同期条件满足时由自动准同期装置MX3EG1A发出合闸指令，断路器合闸成功，检查SCADA监控系统主画面各开关、刀闸状态及测量参数指示应正确。3.3.4 发电机升降负荷的要求和规定3.3.4.1机组并网后负荷调整应按值长命令执行；3.3.4.2发电机并入电网后，应能自动加带不低于1 MW的有功负荷，同时应自动接带一部分无功负荷，以使机端电压保持稳定，此时应注意观察发电机保护装置AP3中的ALSTOM P343中三相定子电流是否平衡，相角
11、、相序是否正确，正序、负序、零序电流是否正常，并确认内部有功、无功功率与SCADA监控系统和DCS操作系统相对应，所有参量确认正常后，方可按要求增加负荷；3.3.4.3 慢慢调节汽轮机主汽门，使得有功功率达到所需值，当负载达到50后，尽可能放慢加载的速度，防止定子、转子线圈产生有害的残余变形。3.3.4.4应注意发电机冷却空气的温度变化，及时调整冷却水情况，以满足冷却要求；3.3.4.5发电机定子线圈超过55为热状态，低于55为冷状态。在冷状态下发电机并入电网后，定子电流要逐渐增加，若系统急需负荷，可手动加负荷，但每分钟不应超过5MW，直至额定值，同时无功负荷也根据需要随之增加。3.4空气冷却
12、器的运行3.4.1打开进水阀，打开通气孔塞，排走空气。3.4.2当空气排掉后，关闭通气孔塞，运行一小时后再放气。3.4.3 接通正常水源，检查流量是否正常，检查连接法兰是否漏水。4 发电机的运行4.1运行中的监视4.1.1 手动增减有功负荷和无功负荷无效时，应立即汇报值长，通知有关人员进行处理。4.1.2 发电机运行中各部温度、振动、频率、电压、功率因数、负荷的监视和调整，必须按发电机运行参数的规定执行。4.1.3 发电机正常运行时，功率因数不得超于迟相的0.98，如果系统需要时，功率固数可以在1.0情况下运行，但不得超过2小时，严禁进相运行。4.1.4 当发电机的定子电压在额定值的5 % 范
13、围内变化时。即9975 Vl1025V，发电机可以按额定参数运行。4.1.5当发电机定子电压增高额定值的5 %时，定子电流可以相应的降低额定值的5 %。当定子电压降低额定值的5 %时，定子电流可相应的增加额定值的5 %。4.1.6 运行中应监视发电机定子电流是否保持在额定范围内，如发现发电机过负荷、定子过电流，则应通过减少励磁电流的方法降低定子电流，必要时可适当降低有功负荷。4.1.7发电机功率因数在0.851的范围内变动时，其额定视在功率不变。发电机功率因数在00.85的范围内变动时。其额定视在功率应降低。4.1.8发电机频率变动范围不超500.5赫兹时，发电机可以按其额定容量运行。4.1.
14、9 运行中若发现发电机各部温度超过允许值，应对发电机冷却系统进行检查，必要时可适当降低发电机负荷，直至温度恢复正常。4.2 发电机运行中的检查4.2.1 发电机运行值班人员在值班期间应经常对发电机各部位包括冷却风温、频率、功率因数、电压、电流、负荷进行检查，并根据要求，随时调整发电机的运行参数，严格执行每小时一次的抄表制度。4.2.2若发现发电机进相运行，应立即增加发电机励磁电流，当励磁电流过大时，应汇报值长，并减少发电机有功负荷，使之回到迟相运行。4.2.3正常运行时，发电机、励磁机及附属设备，应每小时检查一次，如遇到下列情况之一时，应增加巡检次数：1） 天气恶劣，大风、雷雨等；2） 系统异
15、常，发电机过负荷运行；3） 发电机及辅助设备存在缺陷，并带缺陷运行。4.2.4发电机、励磁机及辅助设备巡视检查项目如下：1） 发电机各部的温度是否正常；2） 发电机转动声音是否正常，振动是否正常；3） 发电机保护盘（AP3）的保护装置及励磁机控制盘面无影响运行的报警，仪表、信号指示是否正常； 4）发电机辅助设备有无振动过大、放电等异常音响。4.2.5 充电机工作正常，无异音，逆变电源无过载报警，直流电压正常(235V)，电流正常(约0.2A)，操作屏面无报警。4.2.6 各部接线牢固无松动现象，周围无烟火和杂乱物品。4.2.7 定子电压、电流指示应正常、平衡，三相电流之差不应超过最小值的10
16、%。4.2.8发电机各轴瓦声音正常，油挡、油管路、压力开关、测点无漏油。4.2.9发电机冷却水进水、回水的压力、温度、流量正常，进水、回水温差无明显变化。4.2.10接地碳刷应接触良好，活动自由，无跳动、卡涩、破裂、积碳现象。4.2.11发电机风道无绝缘烧焦臭味，地面无金属零件及其它杂物，空冷器无结露或渗漏水等情况。4.2.12发电机两侧端盖上的补充空气过滤器应经常检查表面是否有灰尘、油污，严重时应予以清除，必要时可清洗或更换过滤材料，需在运行时拆出过滤材料时只卸下过滤器的盖子即可，不应卸下整个过滤器，以免进入物体。4.3 发电机运行中主要参数要求4.3.1 发电机和空气冷却器：温度限额（发电
17、机额定工况时，各主要部件的温度限值）：1）定子绕组温度 1202）转子绕组温度 1053）定子铁芯温度 1204）振动值：（轴承座、双倍振幅） 0.05mm（径向、水平）5）强励顶值电压及上升速度：1.7倍；2倍/秒6）强励时间：20S7）旋转方向：从汽机端看为顺时针方向8）冷却方式：定子空外冷，转子空内冷、汽轮发电机应具有一定的调峰能力。4.3.2 发电机主要运行方式和参数4.3.2.1 发电机按制造厂规定的数据运行的方式称为额定运行方式，发电机在额定运行方式下可长期连续运行。4.3.2.2 发电机不允许无励磁长期运行。4.3.2.3 发电机在额定工作方式下连续运行时，各主要部分的温升允许限
18、度如下表：部件名称测温方法允许温升定子绕组埋置测温元件80转子绕组电 阻 法65定子铁芯埋置测温元件804.3.2.2 当发电机的功率因数为额定值，其电压与额定值的偏差不超过5 %，且其频率与额定值的偏差不超过2 %时，保证输出额定功率。4.3.2.4 发电机的三相负载不对称时，若每相电流不超过额定值且负序分量与额定电流之比不超过8 %时，能连续运行。4.3.2.5 发电机在一般情况下不保证过载运行。4.3.2.6 发电机配用的空气冷却器，当进水温度不超过33时，冷却后的气体温度不超过40。4.3.2.7 发电机各部位的最低绝缘电阻（M）部位阻值测量条件定子线圈对地及相间8.6干燥后接近工作温
19、度，用2500V兆欧表转子线圈对地1冷态（20）用500 V兆欧表检温计对地1冷态（20）用250 V兆欧表轴承对地1用1000V兆欧表4.3.2.8 发电机绝缘电阻允许值4.3.2.8.1 发电机在每次停机后，必须用2500 V摇表测定其绝缘电阻。绝缘电阻应满足下列要求：1）停机超过24小时，又要进行开机时。测定的绝缘电阻值不应小于前次测定的1/31/5并且也不应低于1 MkV；2）发电机进行大修后和停机达15天以上时，应测定吸收比；“R60R15”应大于1.3；3）吸收比不满足要求的情况下，但每千伏不低于1兆欧时，发电机可以开机，但只能带额定负荷的13时发电机进行干燥。4.3.2.8.2
20、发电机励磁系统绝缘电阻用500V摇表测定，其值不低于0.5兆欧。4.3.2.8.3 发电机轴承绝缘垫用l000 V兆欧表测定，其值不低于1兆欧。4.3.2.8.4 绝缘电阻低于上述值时应报告值长查明原因。4.3.2.8.5 测量绝缘电阻前，必须先验电后放电，测量完毕后，应进行放电。4.3.2.8.6 每次测得的绝缘电阻值必须填写到绝缘记录本上。4.3.3 发电机技术描述4.3.3.1 发电机年连续运行天数不小于300天，大修间隔应不小于4年，小修间隔为每年一次。正式投产后第一年、第二年可用率为90%，第三年后非大修年可用率不低于95%。4.3.3.2 发电机实际使用寿命不少于30年。4.3.3
21、.3发电机定子线圈的允许冲击电流不小于其额定电流的3.5倍。4.3.3.4发电机的轴承进油温度不大于45，出油温度不得超过70，轴瓦温度不得超过80，轴承内的油压不低于0.05MPa。4.3.3.5电压和功率变化范围发电机在额定功率因数下，电压变化范围为5%，频率变化范围为2%时，应能连续输出额定功率。4.3.3.6 发电机振动的监测和各工态的允许振动值1）发电机轴承座应备有装设拾振器的位置，以便装设轴承座振动监测仪表。2）发电机定子外壳、端盖和线圈端部的自振频率应避开基频和倍频。3）临界转速应离开额定转速的15%，通过临界转速时，轴承振动值应低于报警值。4）发电机及励磁机在额定转速下，轴承座
22、振动值（双幅值）0.05mm，轴振动值0.08mm（垂直、水平及轴向值）。5）超速或过临界转速时应平稳、迅速，轴承座/轴振动值0.162mm/0.26mm。4.3.3.7 定子绕组三相直流电阻值在冷态下，任何两相的阻值差，排除由于引线长度不同引起的误差后，应不超过最小值的2%。4.3.3.8 采取有效技术措施、防止有害的轴电压和轴电流。转子轴（大轴汽端）应接地。4.3.3.9 发电机应具有一定的短时过负荷能力。1）定子绕组应能承受下列短时过电流运行时不产生有害变形及线圈接头开焊等情况：过电流时间（秒）120603010额定定子电流（%）1101251502002）励磁绕组应具有下列短时过电压能
23、力：过电压时间（秒）120603020额定励磁电压（%）1121251462084.3.3.10 发电机应具有失磁异步运行的能力。当励磁系统故障后，电网条件允许时，发电机应能带50%额定有功功率稳态异步运行不小于15min。4.3.3.11发电机应具有在额定容量进相功率因数（超前）为0.95时连续进相运行的能力。4.3.3.12 当电网需要时，发电机应能允许调峰运行。允许启动次数不少于10000次，而不产生有害变形。4.3.3.13发电机各部分结构强度在设计时应能承受发电机在105%额定电压和额定频率及容量下，发电机定子绕组出口三相金属性短路及发变组高压侧短路和重合闸时造成的损害而发电机应无机
24、械损伤。4.3.3.14发电机的负荷变化率应与汽轮机的负荷变化率一致。4.3.3.15发电机的结构应满足以下要求(1)定、转子线圈的绝缘应采用F级的绝缘材料。(2)定子线棒槽内固定及绕组端部绑扎工艺要牢靠，端部应采取适应调峰运行的技术措施。自振频率应避开基频和倍频，定子铁芯端部结构件如压指、压圈等应采用无磁性材质，并采取有效屏蔽措施，避免产生局部过热或局部放电。4.4励磁装置4.4.1励磁机主要参数 序号名称单位定值1型 号WBF8-5G2额定容量KW2753额定电压V230 4额定电流A1195 5额定转速r /min30006励磁电压V64.37励磁电流A17.68旋转方向汽端看为顺时针方
25、向9强励时间S1.8倍20秒10励磁方式无刷励磁4.4.2励磁系统操作说明4.4.2.1 试验操作说明1）开关QA1与QA2在“切除”位置。2） 整流桥交流输入开关Q50处于分闸状态。3） 整流桥直流输出开关QD101和QD102处于分闸状态。4） 确认灭磁开关QM处于分闸状态。5） 确认实际接线与试验回路原理图一致。6） 投入380V交流电源、220V直流操作电源开关,并相应加以检查。7） QA1与QA2开关置“试验”位置。8） 合Q53开关。4.4.2.2 试验4.4.2.2.1 合通道电源开关（Q51,Q52,G10,G20）,按下述项目检查。 A 检查通道状态显示1）通道电源：通道电源
26、上电源后，G10电源板（PSP01）+5 V LED（绿色）应被点亮，指示通道电源正常。2） D液晶屏：通道电源上电约15秒后，主控机箱液晶显示屏将显示主菜单，可通过相应操作键来选择显示参量。3） I/O状态：通道标准机箱左侧插件为开关I/O光电隔离板，其前面板LED显示标注有相应中文注释，可通过对其观测确定I/O状态。B 检查调节器屏前表计，机端电压表指示应在实际测量位置 以上状态检查确认无误后，可进行下一步。4.4.2.2.2 通道功能检查A 整流桥检查1） 闸管整流桥的功率电源取自试验变压器T1。实验时，晶闸管整流桥的阳极电压为交流12V。2） 来自励磁专用PT1的机端电压信号被切除，取
27、而代之的是试验变压器T1的副边100V电压，作为试验发电机的机端电压模拟信号。3） 在自动或手动通道，用电压表或示波器测量整流桥的直流输出，分别按增磁、减磁按钮，观察输出电压应在最大值与最小值之间连续变化。注：因所作试验为开环试验，可能需增磁或减磁一段时间整流桥输出电压才会发生变化。 B 信号检查：合上QA1与QA2开关后应检查屏上有无故障信号，若有故障信号，可先行按下“信号复位”按钮对显示信号复位。若复位后报警信号消失，则可进行正常试验。若复位后报警信号仍未消失，则应检查相应回路及单元找出故障所在。 C 逆变：分别在手动和自动通道，按“增磁”按钮，使整流桥输出电压达到最大，按屏前或远方“逆变
28、”按钮，整流桥输出电压立即变为0V，此时屏前自动给定和手动给定自动复位至90%机端电压或90%空载励磁电流额定值。 D 通道切换： 1）通道正常切换：在屏前和远方操作利用“CHI”、“CH”按钮进行通道切换试验。能够实现切换为正常。按“FCR方式”按钮，可将通道在AVR/FCR间切换。2）在任一通道运行时，模拟该通道电源故障，励磁调节器立即切换到备用通道运行，同时发出通道故障信号。 E 增磁、减磁、通道间自动跟踪及给定值显示 通道或通道运行时：在屏前或远方分别按下“增磁”，“减磁”按钮，随着运行通道的给定值的增减，备用通道的给定值应自动跟踪运行通道，给定值变化情况可由主控机箱液晶屏观测。4.4
29、.2.3 试验恢复试验完毕后，按以下步骤恢复：A 将开关QA1与QA2置于“切除”位置。 B 断开Q53开关。 C 如屏前出现故障信号，按“复位”按钮。4.4.3 投入操作说明4.4.3.1 投入前应做下列检查1） 确认厂用电源DC220V,AC380V已接入，合电源开关（Q50,Q51,Q52,Q55）。2）确认整流桥阳极开关（Q101、Q201）及直流测开关（Q102、Q202）处于合的位置。3）确认开关QA1与QA2位与“投入”位置。4）确认灭磁开关QM处于合闸状态。5）确认灭磁开关G10、G20处于合闸状态且电压指示正常。4.4.3.2 投运操作 A 1）运行通道及运行方式选择：按“C
30、H”、“CH”按钮可进行通道选择。按“FCR方式”按钮，可将通道在AVR/FCR间切换。 2）确定起励初始值： 按“增磁”或“减磁”按钮可改变起励初始值。默认自动方式起励初始值为90%额定电压，手动方式起励初始值为20%空载额定励磁电流。 3）投励：当发电机转速达额定后，按“投励令”按钮投入励磁系统，调节器将自动调节系统输出到给定目标值。按“增磁”按钮达到定子电压额定值。 B 通道切换：同试验操作4.4.2.2.2项。 C 增磁、减磁：同试验操作4.4.2.2.2项。 D 正常停机时的灭磁操作：1）减负荷，确认有功、无功负荷降为零。2）断开“2BS1”发电机出口主断路器，机组解列。3）按“逆变
31、令”按钮则励磁系统自动灭磁，或停机连动逆变灭磁。4.4.3.3切除操作说明 励磁调节器内所有开关分闸，将开关QA1与QA2置于“切除”位置，励磁调节器退出运行。4.5 励磁调节器4.5.1 型号：WLZ-1DW4.5.2 WLZ-1DW型微机励磁装置由双自动AVR(Automatic Voltage Regulator)通道（CH、CH）（内含手动）FCR(Field Current Regulator)通道构成。自动通道： 自动电压调节器（AVR）调节范围：70%-110%UGN。复位值：90% UGN。给定调节速度：0.5%/s。内含手动调节器：电流调节器（FCR）调节范围：10%-110
32、%IFN。复位值：90% IFO。给定调节速度：0.5%/s。5发电机停机5.1 得到运行调度的同意后，值长可以下解列的命令；5.2 选择手动方式将发电机停机解列；5.3 值班员可在DCS操作画面将发电机有功负荷缓慢减至0MW，无功负荷缓慢减至05Mvar；5.4 在电气SCADA主画面将发变组150KV侧开关2BS1断开，完成发电机解列。6发电机的异常运行6.1发电机过负荷的运行处理6.1.1 向值长汇报，并请求限负荷；6.1.2 降低无功负荷，但应注意发电机功率因数不得超过进相的0.99，发电机出口电压不得低于额定值的95 %；6.1.3 减少发电机有功负荷，但应注意发电机频率，不能低于4
33、8.5赫兹。6.1.4经上述处理后，如发电机仍然过负荷，可以按发电机事故负荷运行时间表运行，并将运行数据记到发电机运行记录本中。发电机允许过负荷运行时间参考表过负荷电流/额定电流1.11.121.151.251.5持续时间（分钟）603015526.1.5在事故过负荷运行时，要密切注意发电机入口冷却风温和定子、转子的温度变化及电流、电压的变化，绝对不允许超温，否则应通过值长向运行调度说明情况，请求紧急限负荷。6.2发电机定子、转子温度不正常的运行处理1） 立即检查发电机进出口冷却风温的指示情况，并报告值长；2） 检查冷却器水压力和温度是否正常，冷却水阀门是否全开，并正确调整冷却器的运行方式；3
34、）发电机三相电流是否平衡，电压是否正常。6.2.1 经上述检查处理无效时，应立即汇报值长，降低发电机的有功和无功负荷，使温度降低至规定值。6.2.2 如经过上述处理发电机的温度仍未恢复正常，就应通过值长向运行调度汇报，请求停机作进一步检查。6.3运行中发现发电机三相电流不平衡，且超过允许值时，应汇报值长，并请求运行调度对系统负荷进行检查和调整，直到恢复到正常范围内。如果系统无法调整应手动减少无功，提高发电机功率因数，发电机可以降到额定电压的95 %运行。如果还不满足要求时，可以减少有功，直至满足要求。6.4发电机控制盘面仪表不正常，当发电机的某一块仪表指示突然消失或不正常，且其它指示均无变化，
35、这时可根据其它表计的指示情况对发电机的运行状态作出正确判断，如果是表计本身或二次回路故障引起，则应维持发电机运行，并汇报值长，请求派专人来检查处理。6.5发电机的事故过负荷6.5.1发电机在出口冷却风温超过40的情况下正常运行时，无论时间长短都不允许过负荷运行。6.5.2在事故过负荷情况下,过负荷值与运行时间应按“发电机允许过负荷运行时间参考表”进行。6.5.3发电机负荷不平衡的规定正常运行时，三相电流不平衡值不得超过2 %，同时任何一相电流都不得超过额定值的110%。6.6发电机特殊运行方式6.6.1运行中发电机负荷突然消失，有功、无功表指示为零，应立即进行手动调节有功和无功，手动调节无效，
36、立即将发电机与系统解列、汇报值长和运行调度并做好记录。6.6.2运行中发电机电流表突然指到最大，电压表指示突降，转动声音异常，可以判断为发电机或系统发生短路故障，如果保护拒动，应立即采取事故停机，汇报值长和运行调度，并做好记录。6.6.3运行中，如发生励磁电流突然增大，过励报警时，应汇报值长，并手动降励磁电流，如手动调节无效，且过励磁现象持续时间达30秒以上，应手动停机，汇报运行调度，并做好记录。6.6.4发电机振荡失步运行6.6.4.1当电机振荡失步时，将出现下列现象：1) 定子电流的摆动大大超出正常值，表针将激烈地撞档；2) 定子电压表的指针激烈摆动；3) 有功负荷表指针在表盘整个刻度摆动
37、； 4) 电流表指针在正常值附近做激烈地摆动；5) 发电机发生鸣叫声，且叫声的变化与仪表指针的摆动频率相对应。6.6.4.2当发电机振荡失步时，运行人员应进行下列操作；增加发电机励磁电流，减少有功，以帮助恢复同步，并汇报值长；在无法恢复同步的情况下，振荡失步运行超过1分钟时，立即将发电机与系统解列，汇报运行调度，并作好记录。6.6.2运行发电机突然失去励磁电流6.6.2.1 发电机失去励磁的现象1） 发电机定子电压低于正常值，定子电流高于正常值；2） 发电机进相无功表反指示；当因转子回路断线而失磁时，励磁电压表指示正常或偏高，但励磁电流为零。6.6.2.2发电机失磁后，则应马上手动停机，汇报值
38、长和运行调度，并做好记录。6.6.5运行中当发生系统接地故障而发电机接地保护没有动作时，应向值长和运行调度汇报，并询问系统运行情况。如果是发电机出口以外系统接地，请求运行调度，采取措施，消除接地，如果发电机出口以内接地，应汇报调度，停机检查。6.6.6运行中当发电机转子回路发生一点接地时，应汇报值长和运行调度，先复位信号，如果信号被复位，证明是瞬时信号。如果不能复位，立即查明接地点并消除，然后马上复位接地信号，避免造成两点接地跳闸。7发电机的事故处理7.1发电机输出电压不稳定,励磁系统处于手动和自动时，可能是系统中其它机械原因或是原动机转速不稳定。7.2输出电压过高，检查电压读数是否超过励磁装
39、置要求，检查电网电压是否正常；7.3发电机励磁故障1） 手控时励磁正常而AVR控制时不正常，检查励磁装置有关连接部分是否松脱；2）手控或自控时无励磁电流，检查主励磁机和励磁调节器之间的电路，检查转子线圈的引线是否断路。7.4发电机振动大1） 电气方面：转子线圈匝间短路或接地，气隙不均匀，转子线圈变形移位，定子铁芯绝缘损坏和松动；2）机械方面：转子不平衡，发电机的中心与汽轮机的中心不在一条水平线上，衬套与转轴的间隙不均，缺油或轴承固定螺钉松动，联轴器套装不合格，基础不牢固。7.5发电机转子轴向串动a) 发电机安装时转子位置倾斜；b) 发电机在运行时定子中心和转子中心不重合。7.6定子铁芯的损坏a
40、) 定子线圈击穿时烧毁硅钢片；b) 由于制造不良或铁芯生锈造成铁芯松弛。7.7定子线圈的故障a) 槽楔或端部垫块松动引起绕组绝缘磨损；b) 由于过负荷或其它原因引起定子绕组过热造成绝缘老化；c) 由于突然短路引起的绕组绝缘机械损伤；d) 由于过电压引起的绕组绝缘击穿；e) 定子铁芯松弛引起的绝缘损伤；f) 定子线圈接头焊接不良。7.8转子线圈的故障a) 由于转子线圈端部积聚尘垢受潮引起的绝缘电阻下降；b) 发电机突然卸载引起机组超速，以致励磁电压升高，超过发电机转子电压，造成绝缘击穿；c) 转子线圈匝间短路或不稳定接地；d) 由于不平衡负荷或异步运行，造成转子局部过热；e) 发电机过载引起励磁
41、电流过大而过热；f) 线圈接头接触不良引起过热，绝缘老化。7.9轴承的故障a) 由于轴承座绝缘不良，造成轴电流通过轴承，引起轴承过热和电蚀；b) 由于油量不足等原因造成轴承过热；c) 由于油量调节不当和密封不良引起的轴承漏油；d) 轴承中心没对准，衬套擦伤。7.10冷却器的故障a) 由于冷却水污垢引起的冷却器管道堵塞；b) 由于管子机械损伤、腐蚀、振动引起胀口漏水或管子破裂；c) 由于冷却水温太低或由于外部流入湿度太大的空气，造成冷却器表面凝结水珠；d) 由于冷却器的进水温度太高、进水水量太小，或冷热风道短路，造成冷却器出口风温太高；e) 水室与承管板间的垫片老化，相互间挤压不紧，造成漏水。7
42、.11发电机的过热现象a) 发电机过载运转；b) 铁芯或绕组短路；c) 空气冷却器或通风系统发生故障。 7.12发电机着火1) 发电机着火时，可以从静子端盖窥视孔或冷却器室冒出明显的烟气火星或绝缘烧焦的气味分辨，汽机值班人员应立即打掉危急保安器或操作紧急停机按钮，向主控室发出信号，并同时作到：立即按紧急停机操作步骤操作，拉开主开关及励磁开关。2) 立即接上灭火装置水龙带，打开水门进行灭火，如灭火装置发生故障，则用四氯化碳灭火器灭火，不得使用泡沫灭火器或沙子灭火。3) 在灭火过程中，为了避免大轴弯曲，汽机转速应保持在盘车转速。8发电机自动跳闸及处理8.1发电机自动跳闸现象：8.1.1在SCADA
43、主页面开关显示断开位置并变成绿色；8.1.2警报声响并弹出开关变位报警菜单；8.1.3 保护动作指示灯亮；8.1.4 在短路故障时，发电机强励动作，有冲击现象；8.1.5 主开关跳闸时静子电流、有功、无功表指示为零或下降，励磁开关与主开关同时跳闸则所有表计均无指示。8.2发电机自动跳闸处理8.2.1发电机主断路器自动跳闸后，一般应作如下处理1) 检查厂用电系统运行是否正常；2) 检查是否有冷机盘车，如果没有，应进行手动盘车；3) 详细记录当时的现象及跳闸时间；4) 查明是什么保护动作；5) 汇报值长及运行调度，并询问保护动作的正确性，并要求派专人对发电设备装置进行全面检查。8.2.2 发电机发
44、生非同期并列跳闸后，应对发电机定子、转子直流电阻、绝缘电阻进行全面检查。8.2.3 发电机本身差动保护动作时，应首先检查发电机定子回路及保护范围以内的一次设备的绝缘电阻，然后检查发电机定子绝缘电阻，如果没有问题，应检查二次保护回路，直至查出问题方可再次起动。8.2.4 在系统正常的情况下，发电机负序保护动作，应重点对发电机定子直流电阻、绝缘电阻及二次保护回路作全面检查。8.2.5 在系统正常情况下，发电机过流保护动作后，应检查发电机定子、主变、母线电缆等一次设备及二次保护回路。8.2.6 在系统正常情况下，发电机接地保护动作，应对发电机定子线圈、母线电缆、主变、PT等一次设备的绝缘及二次保护回
45、路作全面检查。8.2.7 在系统正常的情况下发电机失励和过励磁保护动作后，应对发电机转子回路，励磁装置及二次保护回路作重点检查。8.2.8 发电机过温度报警时，先应通过DCS页面检查发电机过温度的真实性，然后汇报值长。并检查冷却器各阀门的位置是否正确，检查冷却水压力是否正常，如果都正常则应手动降低有功和无功负荷，直至报警消除。8.2.9 发电机保护跳闸后，如果保护动作原因不明，但经过全面的检查，在没有发现问题的情况下，可以重新起机(差动保护动作除外)，但在升速升压的过程中必须增加监视，发现异常，立即停机。发电机厂家未提供特性曲线，待见曲线后添加上。9.发电机-变压器组保护配置9.1保护装置型号： ALSTOM P632 (发变组差动保护装置)ALSTOM P343 (发电机保护装置)ALSTOM P141 (发电机后备保护装置) MX3IPG2A (发电机转子接地