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1、-发电机运行规程-第 33 页330MW机组发电机运行规程WASSIT-YXGC-03-011 主题内容与适用范围本规程规定了华事德电厂发电机的允许运行方式、运行和维护、异常运行及事故处理。本规程适用于华事德电厂电气运行及有关专业人员、有关部门的领导及专职。本规程依据制造厂技术说明书等有关资料并结合现场实际和运行经验而编制。2 发电机技术规范2.1 发电机技术规范2.1.1 制造厂 上海电机厂2.1.2 型号 QFSN33022.1.3 额定容量 388MVA2.1.4 额定有功功率 330MW2.1.5 额定无功功率 186MVAR2.1.6 额定定子电压 20kV2.1.7 额定定子电流
2、11207A2.1.8 相数 三相2.1.9 频率 50Hz2.1.10 功率因数 0.852.1.11 转速 3000转分2.1.12 接法 Y2.1.13 冷却方式 水氢氢2.1.14 短路比 0.552.1.15 效率 98.82.1.16 绝缘等级 F2.1.17 励磁方式 自并励静态励磁2.1.18 励磁参数2.1.18.1 空载励磁电流 987A2.1.18.2 空载励磁电压 113V（75）2.1.18.3 额定励磁电流 2696A2.1.18.4 额定励磁电压 324V（90）2.1.18.5 强励电压 其顶值为额定励磁电压2倍2.1.18.6 强励电流 当为1.8倍额定励磁电
3、流的允许强励时间20秒 当为2倍额定励磁电流时允许强励时间15秒2.1.19 承受负序电流能力2.1.19.1 暂态 It8秒2.1.19.2 稳态 I82.1.20 温升2.1.20.1 额定氢压0.31MPa，冷氢温度为46，电阻法测量转子的平均温升不大于64。2.1.20.2 定子铁芯在冷氢温度为46时，用热电偶测得最高温升不大于74。2.1.20.3 在定子绕组冷却水进水温度不大于50时，定子绕组层间电阻测温允许温升不大于50。2.1.21 额定运行氢压 0.31MPa2.1.22 最大运行氢压 0.41MPa2.1.23 最低运行氢压 0.035MPa最低运行氢压下的出力在0.85功
4、率因 数时为100兆伏安85兆瓦2.1.24 氢气纯度 正常时不低于952.1.25 冷氢温度 30462.1.26 漏氢量 10M3 /天2.1.27 允许断水时间 30秒2.1.28 发电机机内气体容积68 M3（不带转子时）2.2 励磁系统技术规范1.励磁系统类型UNITROL 5000型号Q5S-O/U251-S6000生产厂家ABB Switzerland Ltd励磁系统的顶值电压 (at 100% Ugn)1000V顶值电流 (for 20s )8775A响应时间 6%高压侧能够承受1.3倍发电机额定电压的时间1 min.能够承受2倍额定电流的时间20s防护等级IP23冷却方式AN
5、绝缘冲击耐受电压 (BIL)170kV工频耐压70kV (1 min)局放10Pc绝缘等级A尺寸(LxWxH) (mm)重量 (Kg)噪音水平70dB3.整流桥型号UNL13300生产厂家ABB Switzerland Ltd最大输出电压(V)1000V最大输出电流(A)(for 20s)8775A整流桥每臂可控硅数目1整流桥数目4整流桥的额定电流(A)2300 A整流桥的反向电压(V)4300 V防护等级IP54尺寸(LxWxH) (mm)大约5000x1000x2200mm重量(Kg)大约5000kg过电压保护a.在交流侧缓冲器b.在直流测卸放装置4.自动电压调节器(AVR)型号UNITR
6、OL 5000生产厂家ABB Switzerland Ltd调节模式PID+PSS响应比20ms调节精度0.5%AVR调节整定范围20% 110% Ugn手动电流调节器整定范围0% 110% Ifn运行方式和冗余2 AVR+2 FCR+2 BFCR防护等级IP54尺寸(LxWxH)(mm)大约800x1000x2200mm重量(Kg)大约 600Kg5.灭磁和转子保护a.磁场开关类型高速单断口直流断路器型号HPB60M-81S制造商ABB额定电流6000A额定电压1000V最大开断电流100kA断口数目1操作电压(跳闸和合闸线圈)DC 220V额定电压下合闸能量Max.9.3A,2sec分闸额
7、定能量Max.1.33A,2sec.跳闸设备2(redundant)b.放电电阻材料SiC类型非线性型号HIER 464797单个能量1MJ每臂并联数目5每臂串联数目1支路数目5额定载荷5MJc.转子过电压保护类型CROWBAR型号HUEL 412321,disk-type额定容量5MJ电阻器材料SiCBOD电压47 times Ufnd.尺寸(LxWxH) (mm)大约1000x1000x2200mme.防护等级IP54f.重量(Kg)大约1000Kg3 发电机的许可运行方式3.1 额定工况的运行方式3.1.1 发电机按照制造厂铭牌数据运行的方式，称为额定运行方式，发电机可在额定运行方式下长
8、期连续运行。3.1.2 发电机不允许无励磁运行。3.2 温度变化的运行方式3.2.1 定子线圈温度按90监视，当定子线圈某出水支路出水温度达到85或定子线圈某线槽内层间测温允许读数达到90时，温度的数据处理系统将发出警报。3.2.2 定子线圈的进水温度变化范围为45至50，超过53或低于42均应报警。3.2.3 总出水管的出水温度正常不大于85。3.2.4 运行中对于全部由定子绕组组成的水支路上，各个出水测温元件温度对其平均温度的偏差不得超过3。而其它由定子绕组和部分联接线串联而成的水支路出水测温元件的读数不得偏离本组读数平均值的3。3.2.5 发电机氢气冷却器冷氢额定温度为46，当使用二次循
9、环水或局部氢冷却器停运时，冷氢的最高允许温度为48，最低温度为30，冷氢高温报警温度为50。冷却器进风（即为发电机出风）温度不应超过80（发电机出风温度65报警），各氢冷却器出口冷风温度差不大于2。3.2.6 在额定工况下（氢压为0.31MPa，功率因数为0.85），当18氢冷却器退出运行或二个18氢冷却器退出运行（不是在同一端），允许功率为282.4MVA（240MW）。当14氢冷却器退出运行时，允许功率为211.8MVA（180MW）。3.2.7 氢冷却器进水温度最高为35，当使用闭式循环的二次循环水时，氢冷却器循环水进水温度允许上限为37.5。3.2.8 励磁机空气冷却器出风温度不应超过
10、50，最低温度为40。冷却器进风温度不应超过85，冷却器进水温度不超过35。当一组冷却器停运时，冷却器出风温度允许升高到65，机组可带90额定负荷连续运行。3.3 电压、周率、力率变化的运行方式3.3.1 发电机定子电压在额定值的5以内变化，当功率因数为额定时，其额定容量不变，即允许定子电流在5范围内运行。3.3.2 当发电机电压低于额定值的95时，定子电流允许的数值仍不得超过额定值的105。3.3.3 发电机最高运行电压不得大于额定值的110（22kV），最低运行电压不得小于额定值的90（18kV），并应满足厂用母线电压的要求。3.3.4 发电机正常运行周率应保持在50Hz，允许变化范围为0
11、.2Hz，可以按额定容量连续运行。3.3.5 发电机的额定功率因数为0.85，在励磁装置投自动时，允许在不大于0.98（滞相）范围内长期运行。3.3.6 发电机正常运行时，定子电流三相应相同。各相电流之差，不得超过额定值的10，同时最大一相的电流不得大于额定值。3.3.7 发电机承受负序电流能力为长期稳定运行，其负序电流不应大于额定值的8，短时负序电流应满足： I22t10。4 正常运行的操作和监视维护4.1 启动前的准备4.1.1 发电机经检修后，应在启动前将发变组所属的所有工作票收回，接地线或短路线拆除，标示牌、临时遮拦拆除，常设遮栏恢复。4.1.2 发电机经大、小修后，必须要求各项电气试
12、验合格，试验数据应有书面报告并且符合启动要求。经解体检修后的发电机必须进行气密性试验且要试验合格。4.1.3 发电机经检修后或较长时间备用后，启动前必须测量发电机各部分的绝缘电阻，绝缘电阻值应符合规定。4.1.4 励磁装置及其控制系统应调试正常，试验合格，符合机组启动条件。4.1.5 全面确认发电机下列各系统和有关设备完好，功能正常，符合启动条件：(1) 发电机密封油系统。(2) 发电机定子冷却水系统。(3) 发电机氢气(二氧化碳)系统。(4) 发电机离相封闭母线微正压装置。(5) 发电机、励磁变、厂高变、发电机离相封闭母线等发变组一次设备以及辅助设备。(6) 发变组保护、测量、同期、操作控制
13、及信号系统等二次设备。4.1.6 发电机启动前应进行的工作(1) 在机组停转、轴承无油状态下，测量确认发电机、发电机两侧轴承及其油管法兰绝缘良好。(2) 投运发电机密封油系统，并确认系统工作正常。(3) 完成发电机内气体置换工作。检查机内氢气纯度不小于96，压力为0.4MPa。检查发电机密封油、氢气差压在正常范围。(4) 投运发电机定子冷却水系统，并确认系统工作正常。冷却水导电率在0.51.5 ms/cm范围内。(5) 发电机经大、小修后或较长时间备用后，必须确认各项电气试验及检查合格，试验数据应有书面报告并且符合启动要求。（包括信号、温度、仪表、绝缘、气密性试验、开关等等）。(6) 发电机经
14、检修后或较长时间备用后，启动前必须由检修人员测量发电机定子回路、励磁回路及发电机轴承等发电机各部分的绝缘，绝缘测量方法及数据。(7) 确认UPS 3路电源正常供电(8) 励磁系统经大、小修后或较长时间备用后，必须确认各项电气试验及检查合格，试验数据应有书面报告并且符合启动要求，将励磁系统由冷备用转为热备用。(9) 检查发电机中性点接地变压器完整，接地良好，符合运行条件。发电机出口TV完好，在运行位置，高低压熔丝放上，各分路熔丝合上。封闭母线经大、小修后或较长时间备用后，于机组启动前，应进行的检查试验内容(10) 主变、各高厂变、各高备变、励磁变及各厂用变压器经大、小修后或较长时间备用后，于启动
15、前，应全面检查各变压器系统符合运行条件内容。继电保护、自动装置、各电气仪表齐全完好；保护和自动装置的压板投入正确。DCS电气画面显示各设备、开关、闸刀状态与实际。(11) 对厂用电系统、直流系统进、厂用辅机电动机进行检查4.1.7 确认发电机碳刷、大轴接地装置已装好，且接触良好、长度合适。4.1.8 将发电机恢复至热备用。4.2 发电机并网前的准备4.2.1 确认主变、厂高变热备用状态，微正压装置已经正常投运。4.2.2 确认发变组保护正常投入,故障录波器正常投入。发电机励磁系统处于热备用状态，启励电源正常投入。4.2.3 确认发电机已恢复至热备用，发电机满足投运条件。4.3 发电机并网4.3
16、.1 确认发电机励磁调节器控制方式为“远方/自动控制”方式。4.3.2 在发电机并网操作画面点击“励磁投退”，在操作端中选择“投入”，按“执行”。4.3.3 确认发电机灭磁开关确已合上，点击“启励”，发电机出口电压自动升压至20kV。4.3.4 确认机组转速达3000rpm后汽轮机自动进入转速稳定状态。4.3.5 选择同期开关4.3.6 确认同期装置投入进行自动准同期并网。4.3.7 确认主变开关确已合上，发电机三相电流平衡，机组自动带5额定负荷。4.3.8 确认同期装置复位。4.3.9 汇报值长，发电机并网完成。4.4 发电机解列操作4.4.1 检查发电机有功功率减到10MW, 无功降至5M
17、Var。4.4.2 汽机手动打闸，检查逆功率保护动作，发电机自动解列。检查发电机三相电流全部回零，检查主变开关确已断开，三相位置显示正确。4.4.3 检查厂用6kV母线电压正常。4.4.4 检查发电机励磁开关确已断开，发电机出口电压下降到零，励磁电压、励磁电流指示为零。4.5 发电机解列后的操作4.5.1 检查主变开关在分闸位置。4.5.2 检查发电机励磁开关在分闸位置。4.5.3 断开主变闸刀。4.5.4 断开主变开关控制及操作电源。4.5.5 断开励磁开关控制及操作电源。4.5.6 停用发电机启励电源。4.5.7 断开1PT、2PT、3PT二次快速小开关。 4.5.8 拖出1PT、2PT、
18、3PT小车。4.5.9 停用氢气冷却器及氢气干燥器。4.5.10 停用主变、厂高变冷却装置。4.5.11 停用微正压装置。4.5.12 停用发电机绝缘过热检测装置。4.6 发电机运行中的监视、调整、维护和检查4.6.1 发电机的有关参数除应注意监视外，必须每2小时记录一次。发电机、主变压器、高厂变等设备，每班巡检不少于二次，并做好温度记录。4.6.2 发电机转子回路绝缘电阻正常不予计算。正常监视转子正、负极对地电压应相等，两极对地电压之和小于极间电压的80%，发电机内的氢温、氢湿度和转子温度应符合规定，转子接地保护投入正常。4.6.3 发电机正常运行中应保持密封油压力氢气压力定子内冷水压力。密
19、封油压力比氢气压力高0.0850.01MPa。氢气压力比定子内冷水压力高0.05MPa；氢气压力比氢气冷却器冷却水压力高0.05Mpa。4.6.4 发电机在升速过临界时或并网后的加负荷时，应特别检查各轴承的振动值。4.6.5 发电机运行中，监盘人员应注意力集中，监视各参数的变化情况，调整发电机电压在允许范围内，各电流在额定值范围之内。4.6.6 发电机有功负荷的增减，一般由机组协调控制(CCS)或由值班人员调整，并应及 时监视和调整无功负荷，严格控制发电机额定电压、电流以及励磁电流等不超过规定值。4.6.7 正常运行中,每班对机组进行详细检查,项目如下4.6.7.1 发电机各部温度不得超过规定
20、值,励磁变各部温度正常4.6.7.1.1 发电机声音正常4.6.7.1.2 本体各结合处应严密,各部螺丝紧固无漏油、漏氢现象。发电机轴承的绝缘垫、油管及水管的绝缘法兰应清洁，无金属短路现象。4.6.7.2 发电机附属设备的检查项目4.6.7.2.1 发电机各部温度、氢气压力及温度、发电机进出风温度应正常4.6.7.2.2 氢系统各截门对应投入,各法兰截门无漏氢现象。氢干燥机运行正常。4.6.7.2.3 发电机无漏水、漏油现象。每班应检查氢系统及氢干燥装置，若发现有油水时，应及时放净，并查出原因予以消除。氢干机如有积水，也应及时排放。4.6.7.2.4 定子内冷水温度和氢冷却器水温正常,必须注意
21、定子内冷水的压力、流量、温度的变化,发现异常时应立即联系汽机人员检查,不得超过允许值4.6.7.2.5 封闭母线、发电机各系统刀闸（包括压变一次触头及高压保险）和励磁系统各开关、刀闸运行正常，无过热现象4.6.7.2.6 封闭母线微正压装置运行正常4.6.7.3 滑环电刷的检查项目如下4.6.7.3.1 滑环表面应清洁无伤痕4.6.7.3.2 电刷边缘应完整,无剥落,其联接软线完整无过热断股现象4.6.7.3.3 电刷无严重磨损，电刷顶部仅高出刷盒顶部3mm时，应更换4.6.7.3.4 电刷无冒火4.6.7.3.5 电刷在刷盒内无摇动或卡涩现象，应能上下自由起落(一般间隙为0.10.2mm)4
22、.6.7.3.6 运行中,滑环上的工作应由有经验的值班人员或检修人员进行,工作人员应穿绝缘鞋(或辅绝缘垫)穿工作服(禁止穿短袖衣服或把衣袖卷起来),使用绝缘良好的工具并应采取防止短路及接地的措施,工作中应扣紧工作服的袖口,女工还应将辫子卷在帽内。严禁同时两手触及发电机励磁回路和接地部分或两个不同极的带电部分4.6.7.3.7 更换电刷应注意新旧牌号须一致，新电刷必须进行磨弧，保证其接触良好4.6.7.3.8 滑环表面应无变色、过热现象，其温度不超过120;尤其应注意电刷发热情况,一般不超过120,最高不允许超过1504.6.7.3.9 检查轴电刷应清洁,压力正常, 无卡涩现象，与大轴接触良好4
23、.6.7.4 电刷发生火花的原因及处理4.6.7.4.1 型号不对,应及时更换4.6.7.4.2 压力（一般为12N-15N）不均匀,应进行调整,注意各电刷压力均匀,差别不超过10%4.6.7.4.3 电刷磨损应及时更换4.6.7.4.4 滑环、电刷表面不清洁，则分别用干净的白布擦拭4.6.7.5 励磁调节屏、整流屏的检查4.6.7.5.1 各信号、电源指示灯、仪表指示正确4.6.7.5.2 交、直流一次回路接头紧固，无过热现象4.6.7.5.3 电阻、电容元件温度不大于70,各部件无过热焦味,无放电现象,电容器无漏油现象4.6.7.5.4 各小开关的位置与运行方式相符4.6.7.5.5 整流
24、屏的风机运转正常4.6.7.5.6 灭磁开关检查内容。各接头无焦味、无发热现象。开关机构无不正常现象4.6.7.5.7 调节屏上主套“运行闪烁”为1次/3秒，从套为3次/1秒4.6.7.6 一般情况下,禁止用微机励磁调节器“自动零起升压”方式检查设备故障情况4.6.7.7 运行人员在监盘时，应经常监视发电机及励磁系统的运行工况4.6.7.7.1 运行中励磁变输出电压在正常范围内4.6.7.7.2 发电机采用微机励磁调节器自动调节励磁方式运行时，应注意无功及静子电流的变化情况，并监视微机励磁调节器运行的稳定性4.6.7.8 发电机中性点变压器运行正常；电流互感器、电压互感器、避雷器等各部正常，无
25、过热、松动、放电现象4.6.7.9 发电机底部无油水4.6.7.10 氢干机工作良好。如干燥剂失效，应及时通知检修更换4.6.7.11 发电机各变送器完好，工作电源正常4.6.7.12 励磁调节柜各部正常，SAVR风机运行正常，电流输出平衡4.6.7.13 发电机大小修时均应进行反冲洗并作为一项检修工作内容。大修时对定子线棒应分路做流量试验；对转子做通风试验。4.6.7.14 加强内冷水泵的维护，特别对其备用自投和断水保护应进行定期检验检查，及时更换不合格的检测控制元件，确保不发生误动、拒动或冷却水系统的异常引起的断水事故4.6.7.15 发电机漏水时应立即停机处理，确定漏水部件或位置4.6.
26、7.16 严禁异物进入内冷水系统，严禁发电机内遗留金属异物4.6.7.17 运行中除对发电机的定子线圈温度监视外，应对层间测温元件的温差和同层各定子线棒引水管出水温差加强监视，并按以下限额执行：定子线棒层间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时应报警，应及时查明原因，此时可降低负荷。定子线棒温差达14或引水管出水温差达12，或任一定子槽内层间测温元件温度超过90或出水温度超过85时，在确认测温元件无误后，应立即停机处理4.6.7.18 当定子绕组进水温度、进风温度低于允许范围，应采取措施使其恢复正常；在负荷大量减少或甩负荷时，应注意水温、风温的变化，及时调整4.6.7.19
27、严防密封油带水进入发电机内，一旦发生机内大量进油事件，应立即查明原因，采取有效对策予以防止4.6.7.20 加强氢气去湿装置的运行维护管理，保持其良好的运行状态4.6.7.21 在线氢湿度监测装置应保持使用的连续性和测量准确4.6.7.22 内冷水箱内的含氢量达到3%时报警，应加强对发电机的监视，同时通知化学每小时检测一次内冷水中的氢含量，注意定子绕组各线棒的温度及机内是否有水排出，保证氢压大于水压0.05Mpa，在72h内缺陷未能消除或含氢量升至20%时应停机处理4.6.7.23 当内冷水导电率超过额定值到5us/cm时报警，进行导水使导电率降至额定值以下。如不凑效，则当导电率达到10us/
28、cm时，应迅速减负荷并解列4.6.7.24 当封闭母线外壳内的氢含量超1%时，必须迅速向其内充入隋性气体（CO2），同时将发电机解列灭磁，不等机组停下来便开始排氢气4.6.7.25 微机励磁调节器应长期稳定运行，发生故障应及时修复并投入运行4.6.7.26 当发电机转子发生一点接地报警时应立即查明故障点与性质；若系稳定性的金属接地，应立即停机处理。4.6.7.27 发电机只有用氢气冷却时才允许投入电网。不允许在空气冷却情况下带负荷运转。定子绕组不通水不允许带负荷。4.6.7.28 运行值班人员在监盘时，应经常监视发电机及励磁系统的运行工况，检查各部温度有无异常。4.6.7.29 发电机本体及氢
29、系统5m以内禁止明火和吸烟,禁区内明火作业事先必须检测漏氢情况,确认气体混合比在安全范围内时办理动火工作票,经审查批准后,在专人监护下进行工作。上述工作若超过4小时，应重新进行测试。4.6.7.30 发电机充氢置换和排氢置换要求发电机的充氢和排氢过程中必须使用惰性气体间接置换法。严禁使用真空充、排氢法。4.6.7.31 充氢顺序为先用惰性气体驱赶机内空气，再用氢气驱赶机内的惰性气体，最后升高氢压。排氢顺序与充氢顺序相反。在充氢和排氢过程中应使被驱赶气体（空气除外）维持在0.0050.01Mpa（表压）压力下。4.6.7.32 轴承和油密封装置的维护4.6.7.32.1 发电机轴承润滑油回油温度
30、和流量，由装在进油管路上的节流孔板和改变进油温度来控制和调整。4.6.7.32.2 发电机油密封装置的密封油流量及油回油温度由外部密封油控制系统调节控制4.6.7.32.3 在机组运行过程中，为避免轴电流损伤轴颈表面、轴瓦及密封瓦内表面，必须保证对轴承及油密封装置的绝缘进行严格的维护。发电机轴承及油密封装置所使用的全部绝缘零件（如垫板、垫圈、套管等）应注意不得脏污。如有脏污须用挥发性溶剂清理或擦净。不允许被绝缘的轴承和油密封装置通过任何金属物或其它导体接地。每周至少测量一次转子端头之间以及轴承与大地之间的电位差，以评价轴承绝缘状况。通过引出端子定期检测励端轴承座及轴承止动销、轴承顶块、间隔环的
31、对地绝缘，并将测量结果记录存档。在确保轴承、油密封装置达到规定绝缘水平的同时，要对转子接地装置进行维护。定期检查发电机汽端轴接地电刷装置及励端轴接地电阻电容装置的工作情况，即检查电刷及其刷握各部件是否干净、松动及损坏，电刷与转轴接触情况是否可靠。与电刷体接触的转轴表面应光滑清洁（每周至少一次清除转轴接触表面的碳尘）。4.6.7.33 氢气冷却器的维护：氢气冷却器运行中不允许受到水压的冲击，不允许二次水温的急剧变动，不允许超过冷却器的使用标准的腐蚀性化学物质及任何颗粒进入水中。当发电机长期停机而且不需要投入冷却器时（超过五昼夜），应将冷却器内部的水排出并吹干。4.6.7.34 运行中参数偏离允许
32、值时应采取的措施：首先应迅速查清监测装置是否发生故障或信号装置是否发生误动作，然后立即采取相应的措施，使异常参数复原或解列、灭磁、停机。4.6.7.35 措施的具体实施4.6.7.35.1 当发电机定子绕组（层间或出水）温度、定子铁芯温度等监测参数中的任何一项持续上升至规定的各自允许值及以上时，信号装置自动报警。运行操作人员见到报警信号后应迅速使发电机减负荷，直至该温度降至允许值以下为止。如果减负荷不奏效，应立即解除发电机负荷并与电网解列。如果测量发电机定子绕组出水温度的温差大于12时，也应采取上述措施。当用电阻法测得的发电机转子绕组的温度超过允许范围时也应采取上述措施。4.6.7.35.2
33、当发电机轴承温度及其回油温度持续上升时，可适当提高进油温度。如果温度超过允许值，应立即停机并检查原因4.6.7.35.3 当发电机内发现少量水时（每班约500mL）水时，应当将水排出并加强对发电机的监视。如果机内继续积水，则必须依次断开氢气冷却器，以查清哪台冷却器发生渗漏水故障。然后采取措施将故障清除。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，同时监视线棒的温度并注意机内是否有水放出。这时应尽可能停机，以便查清和清除隐患的根源。4.6.7.35.4 机内氢气应满足基本数据的要求4.6.7.35.5 当机内氢气压力低于或高于额定值时，运行操作人员应立即补氢或排氢。当机内氢
34、压急剧下降即漏氢量过大时，应尽快查清漏氢原因和部位。必要时应降负荷直至停机进行检查。4.6.7.35.6 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。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/m3（或露点温度-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/m3(或露点温度-18)，在任何运行方式下都必须保持这一数值）。4.6.7.35.7 转子停转时，可用降低氢压或充入干燥氢气的方法维持这个湿度。4.6.7.35.8 当机内氢气绝对湿度升高至4g/m3(或露点温度-18)以上时，必须找出原因，并
35、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）。4.6.7.35.9 发电机在机内冷氢气绝对湿度在4g/m3(或露点温度-18)以上，但不超过10g/m3(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/m3(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。4.6.7.35.10 由制氢站提供的氢气湿度必须符合下列要求：4.6.7.35.11 优质：在20及常压下水汽浓度不高于0.5g/m3(或露点温度-28)；4.6.7.35.12 合格：在20及常压下水汽浓度不高于1.0g/m3(
36、或露点温度-25)；4.6.7.35.13 否则严禁充入机内。4.6.7.35.14 当氢气冷却器及水水冷却器内的二次水流量降低至额定值的75%时，信号装置应报警。运行操作人员应适当减小发电机的负荷。同时应采取措施恢复至额定流量。4.6.7.35.15 当定子绕组进水温度，机内冷氢温度低于允许范围，应采取措施使其恢复正常（调节氢气冷却器，水水冷却器中的二次水温度或流量）。在负荷大量减少或甩负荷时，为防止发电机因急剧冷却而造成的不良影响，必须接通内冷水再循环系统或减少外循环回路冷却器的一次水流量（在氢气冷却器为闭环路情况下）。4.6.7.35.16 当内冷水导电率超过额定值到5S/cm时，信号装
37、置应当报警。运行操作人员接到报警信号后，必须用新鲜合格的内冷水更换原有内冷水使导电率降至额定值以下。如果不能奏效，则当导电率达到10S/cm时，应迅速解除发电机负荷并与电网解列。当内冷水中PH值和铜离子含量超标时，必须更换内冷水，使这两个数值达到标准值。定子绕组内冷水系统的充水和补水均必须由凝结水除盐装置之后的汽轮机凝结水泵管道供给。当内冷水中含有氢气且取样化验氢气含量超过3%时，应加强对发电机的监视。每隔一小时用化验方法检测一次内冷水中的氢气含量。同时注意定子绕组各线棒的温度以及机内是否有水排出。此时必须保证氢压高出内冷水压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
38、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%，应立即解除发电机负荷并解列、灭磁、停机，消除故障根源。4.6.7.35.17 当发电机轴承室及主油箱内或发电机轴承回油中的氢气含量超过1%，必须尽快停机，消除漏氢的根源。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）。同时立即解除发电机负荷并与电网解列、灭磁、停机。不等机组停下便开始排出机内氢气。随后找出并消除漏氢根源。4.6.7.35.18 对轴振动状态的监测要求：除在启动过程中及在额定空转下测量发电机轴振动情况以外，还必须在带励磁及带不同负荷运行情况下测量发电机轴振动。在两个（或三个）相
39、互垂直的方向上进行轴承振动的测量，即相对转轴中心线的水平横向和垂直（以及轴向）。应按振动速度（均方根值标准规定）测量轴的振动情况，如果机组常备测量仪器装置不能测量振动速度，允许按双倍振幅值测量轴承振动。当各轴承的振动速度不超过3.3mm/s（或轴承座振动双幅值25m，或轴颈振动双幅值76m）时，允许发电机组长期运行。当各轴承的振动速度超过3.3mm/s，且经过技术论证确认无法使其低于上述值时，允许发电机的轴承振动速度不超过7mm/s（或轴承座振动63m，或轴颈振动双幅值120m）的情况下运行。如果轴承振动超过了上述允许值，必须采取措施在30天内使其降至允许值及以下。当发电机某个轴承振动速度达到
40、13.2mm/s（或轴承座振动双幅值120m，或轴颈振动双幅值250m）时，应迅速停机。在机组稳定运行过程中，如果某个轴承振动速度在原有稳定状态下，突然升高2.2mm/s（或轴承座振动双幅值增大20m，或轴颈振动双幅值增大40m）时，应迅速停机处理。5 发电机异常运行中的各种限制和规定5.1 运行注意事项：发电机定子绕组在不通水、流量不足或水质不合格情况下，不得励磁升压及并网，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：5.1.1 油密封装置及密封油控制系统应投入工作。5.1.2 机内空气压力保持在0.01Mpa（表压），压缩空气充
41、入机内前应经过干燥和过滤，其空气的绝对湿度不超过10 g/m3(20,0.1Mpa时)。5.1.3 每次空冷空转运行持续时间不超过4h。5.2 最大长期运行负荷：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。5.3 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。5.4 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。负序电流的标么值的平方与事故时间的乘积不大于10，
42、即I22t10s（I2为负序电流标么值，t为事故时间，单位为(s)，事故时负序电流的允许值和相应的时间，见表：T(s)2.54510I2(%)200158141.41005.5 调峰运行：发电机允许调峰运行，每年启、停机允许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（35）%。5.6 进相运行：发电机进相运行的容许范围主要受发电机静态稳定和定子铁芯端部结构件发热两个因素的限制。这在设计参数和结构上都已充分给予考虑过。发电机能在超前功率因数为0.95的情况下持续运行。5.7 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
43、值5%范围，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表3中。发电机允许的短时空载过励磁参见附录N：发电机的空载过励磁曲线，该曲线可作为过励磁保护的整定依据。见表电压（kV）2120.519.5192120.519.519.0频率 (Hz)47.547.547.547.551.551.551.551.5有功功率(MW)278.278278278300300293285定子铁心极限温升(K)817977.576.5727170.269转子绕组极限温升(K)6866.56462.557555149每次（m
44、in）11113333累计（次）180180180180180303030注：（1）电压升高同时频率降低工况可导致发电机和变压器过磁通量并导致转子绕组过热；电压降低同时频率升高工况可导致发电机旋转部件的机械应力增大。这些因素将引起发电机寿命的缩短，因此要限制这种工况运行。（2）当偏离额定频率运行时，必须考虑发电机以外的影响因素。如汽轮机制造厂将提出的频率变化范围及其相应的允许时间，辅机工作能力。5.8 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0.2-0.3MPa氢压下运行,但在任何情况下发电机内氢压不得高于0.32Mpa。降低氢压下的允许负荷参见附录：“发电机出力曲线”5.9 冷却器进水温度偏高,氢气压力变化时的氢温和负载调节：为了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451。但允许在不低于30冷氢温度下运行，冷却器的进水温度和冷氢温度超过额定值的运行方式参见附录T：“发电机冷却器的进水温度,氢气压力变化时允许的负载能力曲线”当冷氢温度超过48时不允许发电机运行。5.10 氢气冷却器发生故障时的运