发电机运行规程---中国电力企业联合会网-中国最大的行业门户网站.doc

汽轮发电机运行导则
DLXXXX-XXXX
中华人民共和国电力行业标准

1. 任务来源
2009年电力行业电机标准化技术委员会年会上，多家发电公司和科研院所代表提

目 次

前言------------------------------------------------------------------------------3
引言----------------------------4
1 范围 --------------------------------------------------------------------------5
2 规范性引用文件-----------------------------------------------------------------5
3 基本要求---- ------------------------------------------------------------------5
4 正常运行方式8
5 启停、运行监视和检查维护------------------------------------------------------10
6 异常运行和故障处理------------------------------------------------------------12
7 水内冷发电机的运行------------------------------------------------------------16
8 全氢冷和水氢冷发电机的运行----------------------------------------------------19
9 空冷发电机的运行--------------------------------------------------------------27

资料性附录 A 水、气、油系统管道及封闭母线的着色规定-----------------------------28
资料性附录B 集电环（滑环）电刷发生火花的原因和消除方法--------------------------29

前 言
本标准由中国电力企业联合会提出。
本标准由电力行业电机标准化技术委员会归口并负责解释。
本标准负责起草单位：大唐国际发电股份有限公司，华北电力科学研究院有限责任公司，北京京丰燃气发电有限责任公司。
本标准主要起草人：
本标准在执行过程中的意见或建议反馈至中国电力企业联合会标准化中心（北京市白广路二条一号，100761）。

引 言

本标准根据《国家能源局关于下达 年 能源领域行业标准制（修）定计划的通知》国能科技 号文件）中计划编号“ ”安排制定。
目前电力行业标准中没有汽轮发电机运行标准，大部分发电单位仍在执行国家电力公司1999年颁布的《汽轮发电机运行规程》。该规程于10余年前修订颁布，限于当时大容量机组投运数量很少，运行经验不多，规程主要面向的是中小型机组。难于适应近年来600-1000MW大容量机组成为主力的发展需求。加之计算机监控技术的发展、在线监测技术的成熟，新材料、新产品的应用，对发电机的运行提出了新的要求。因此，有必要在《汽轮发电机运行规程》的基础上，通过增补现行国家、行业标准的最新要求，大容量机组的厂家技术要求，融合与发电机运行相关的反事故技术措施等编制行业的汽轮发电机运行导则，为发电企业在发电机及其附属设备的必要配置、运行指标、维护要求、操作注意事项和事故处理原则等方面提供综合技术指导。

汽轮发电机运行导则

1 范围
本标准规定了汽轮发电机的正常运行方式，正常运行中的监视、检查和维护，异常运行和事故处理的一般原则，各发电企业可据此编制现场规程。
本标准适用于电力工业系统200MW及以上容量的汽轮发电机（含燃气轮发电机），以下简称发电机。200MW以下容量的汽轮发电机可参照执行。

2 规范性引用文件
下列标准文件，对本标准的应用是不可缺少的。对于注日期的引用文件，仅所引用的这一版本对本标准有效。对于不注日期的引用文件，其最新版本（包括其修正案）均适用于本标准。

GB 755 旋转电机 定额和性能
GB/T 7064 隐极同步发电机技术要求
GB/T 7409.3 同步电机励磁系统 大、中型同步发电机励磁系统技术要求
GB 8349 金属封闭母线
GB 14285 继电保护和安全自动装置技术规程
GB 50229 火力发电厂及变电站设计防火规范
DL/T 591 火力发电厂汽轮发电机的检测与控制技术条件
DL/T 596 电力设备预防性试验规程
DL/T 607 汽轮发电机漏水、漏氢的检验
DL/T 651 氢冷发电机氢气湿度的技术要求
DL/T 705 运行中氢冷发电机用密封油质量标准
DL/T 801 大型发电机内冷水质及系统技术要求
DL/T 843 大型汽轮发电机励磁系统技术条件
DL/T 970 大型汽轮发电机非正常和特殊运行及维护导则
DL/T 1040 电网运行准则
DL/T 5072 火力发电厂保温、油漆设计规程
JB/T 6227 氢冷电机气密封性检验方法及评定

3 基本要求
3.1 一般要求
3.1.1 每台发电机和励磁装置及其主要部件，应有制造厂的定额铭牌,制造厂提供的产品证书、技术规范说明书等相关数据应和铭牌定额保持一致。
3.1.2 每台发电机应按照本单位规定的顺序编号，并将序号明显地标明在发电机外壳上。发电机的附属设备也应有相应编号。如同一台发电机有几套同样附属设备时，在每套附属设备上除标明发电机序号外，应附加“甲”、“乙”或其它字样，以资区别。
附属设备的阀门上，也应有编号和名称，并应用箭头标出开闭的方向。
3.1.3 发电机在安装和检修后应按照有关规定进行发电机性能和参数试验。
3.1.4 每台发电机至少应有下列备品和技术资料：
a) 运行维护所必需的备品；
b) 安装维护使用的技术说明书和随机供应的产品图纸；
c) 安装、检查和交接试验的各种记录；
d) 运行、检修、试验和停机的记录(包括技术文件)；
e) 缺陷和事故的记录；
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、检修规程。
h) 设备台帐。
3.1.5 发电机所有的水、气、油管路及封闭母线均应按规定着色。着色规定详见附录A。
3.1.6 水内冷发电机应有内冷水系统图，氢冷发电机应有氢气系统图、密封油系统图和事故排氢操作程序图，并均应悬挂在现场。
3.1.7 汽轮发电机厂房内，环境温度不得低于5℃。
3.1.8 发电机应有适当的灭火装置。空气冷却的发电机内部必须装设灭火水管或二氧化碳管，管路的端头必须引出机座外；氢气冷却的发电机，应该用二氧化碳灭火，二氧化碳瓶应接到二氧化碳母管上。
此外，在主控室和主机室内，还应按有关规定配置电气设备专用的灭火器并定期检验、更换。

3.2 测量、信号、保护和联锁装置
3.2.1 发电机应按有关标准的规定，装设必要的监视、测量仪表，继电保护装置、过电压保护装置和各种自动、联锁装置。
发电机的有功、无功负荷及电气参数、振动、各测温点温度、冷却、密封及润滑介质参数等测量应接入微机监控系统并应有发电机参数越限报警显示与声响。
3.2.2 主控室与主机室分开的电厂，每台发电机组均应装设联系信号装置。使主控室与主机室能分别相互传送带有声、光和必要文字的信号。这些信号的种类和使用方法应在现场运行规程中具体规定。
3.2.3 实行集中控制的电厂，发电机保护动作时，应有相应的信号送达集控室，并有声、光装置报警。
3.2.4 单元机组当机、炉热工保护动作时，应相应地作用于发电机减负荷或跳闸；发电机保护动作时应相应地作用于机、炉减负荷或停机。
3.2.5 可根据需要配备必要的、质量可靠的在线监测装置。如：漏水监测器，漏氢、漏油监测器，氢气纯度检测器，氢湿度、温度检测仪，定冷水PH值及导电率仪、转子绕组对地及匝间绝缘监测仪、定子绕组端部振动监测仪等直读型在线监测装置；并可根据发电机的运行状况选配发电机绝缘过热监测器（G)C)M）,局部放电监测仪（P.D)M）等解读型在线监测装置。

3.3 励磁系统
3.3.1 当发电机的励磁电压和励磁电流不超过其额定值的1.1倍时,励磁系统(备用励磁装置同)应能保证长期连续运行, 励磁设备的短时过负荷能力应大于发电机转子短时过负荷能力。
3.3.2 发电机励磁系统应有强励能力，交流励磁机励磁系统顶值电压倍数不低于2.0倍，自并励静止励磁系统顶值电压倍数在发电机额定电压时不低于2.25倍。有特殊要求时，可由供、需双方商定。允许强励时间不小于10s。强行励磁一般由自动励磁调节器来实现。
3.3.3 汽轮发电机励磁系统的标称响应应不低于每秒2倍额定励磁电压。高起始响应励磁系统和自并励静止励磁系统的励磁系统电压响应时间不大于0.1s。
3.3.4 励磁系统的自动电压调节功能应能保证在发电机空载额定电压70—110%范围内稳定、平滑地调节；励磁系统的手动励磁调节功能应能保证发电机励磁电流在空载励磁电流的20%到额定励磁电流的110%范围内稳定、平滑地调节。
3.3.5 发电机励磁系统的自动通道应冗余配置，各通道的输入、输出信号及脉冲回路尽可能相互独立，单一通道发生故障时，应能保证发电机在各种运行工况下稳定运行和强励的要求。冗余配置的自动通道可以采用并联运行方式，也可以采用一用一备或三取二的运行方式。
3.3.6 发电机励磁系统还应配置手动通道，当励磁自动通道全部故障或发电机电压互感器断线时能自动切换到手动方式。
3.3.7 自动电压调节器应装设以下附加功能并投入运行：
a）电压互感器断线保护；
b）无功电流补偿；
c）过励限制；
d）欠励限制；
e）V/Hz限制；
f）电力系统稳定器（PSS）；
g）过励保护；
h）定子电流限制；
i）其他附加功能。
j) 无功电流补偿
3.3.8 自动励磁调节器应有跟踪、故障检测和判断功能，应能及时切除故障通道，投入备用通道或备用励磁，且切换时扰动最小。
3.3.9 并网机组励磁系统应在励磁调节器自动方式下运行，自动投入率应大于99%。自动通道发生故障时应及时修复并投入运行。严禁发电机长期在手动方式下运行。在手动励磁调节期间，当需要调整机组有功负荷时应适当先调节发电机的无功负荷，防止发电机失去静态稳定性。
3.3.10 备用励磁装置
a) 备用励磁（调节）装置应定期试验，确保处于完好状态。
b) 采用交流励磁机不可控整流器励磁系统的发电机，应有手动备用励磁调节装置以保证发电机磁场的不间断供电。
c) 采用可控硅直接励磁的发电机（交流励磁机可控硅励磁系统或自并励静止励磁系统），必要时可考虑配备全厂公用的备用励磁装置。
3.3.11 由运行人员调节励磁的元部件，应有明确的“增”、“减”指示。
3.3.12 励磁调节器的功率整流器一般应采用三相全控桥式整流；功率整流器冗余度可按全部功率整流器的并联支路中有一个支路退出运行后，剩余支路仍能满足发电机的所有运行工况要求。功率整流装置的均流系数应不小于0.85。每个功率整流器支路宜单独组柜，以免发生故障时影响其它支路。
3.3.13 采用强迫风冷的整流装置，冷却风机及电源的配置应考虑单风机或单路电源故障不应造成整流装置跳闸。若整流柜全部冷却系统发生故障时，应按制造厂提供的数据限制整流装置的输出电流或切除该整流装置。
3.3.14 发电机灭磁装置应能可靠动作，并在发电机各种工况下可靠灭磁。采用非线性电阻灭磁时，非线性电阻的容量应能满足发电机强行励磁时灭磁的要求。灭磁时产生的过电压应不超过发电机转子过电压保护装置的动作值。
3.3.15 发电机励磁回路应装设转子过电压保护，过电压保护装置的整定值应低于规定的发电机转子试验电压。
3.3.16 自并励发电机的励磁变压器宜采用电流速断保护作为主保护，过电流保护作为后备保护。励磁变应设有冷却风机及自动温控装置。
3.3.17 励磁母线应设置倒换接头以定期倒换极性。
3.3.18 对有进相运行或长期高功率因数运行要求的发电机应进行专门的进相运行试验。进相运行的发电机励磁调节器应运行于自动方式，低励限制器必须投入，并根据进相试验结果进行整定，同时低励限制定值应考虑发电机电压影响并与发电机失磁保护相配合。
3.3.19 励磁变压器保护定值应与励磁系统强励能力相配合，防止机组强励时保护误动作。
3.3.20 励磁系统如设有定子过压限制环节，应与发电机过压保护定值相配合，该限制环节应在机组保护之前动作。
3.3.21 励磁系统应具有无功调差环节和合理的无功调差系数。接入同一母线的发电机的无功调差系数应基本一致。励磁系统无功调差功能应投入运行
3.3.23 励磁系统送往控制室的信号至少应包括下列各项：
a) 励磁机故障；
b) 励磁变压器故障；
c) 功率整流装置故障；
d) 电压互感器断线；
e) 励磁控制回路电源消失和励磁调节装置工作电源消失；
f) 励磁调节装置故障；
g) 稳压电源故障；
h) 触发脉冲故障；
i) 调节通道自动切换动作；
j) 欠励限制动作；
k) 过励限制动作；
l）V/Hz限制动作。
m) 旋转整流元件故障（对于无刷励磁系统）。

3.4 冷却系统
3.4.1 发电机的通风系统应严密，不应有短路。发电机的轴封应保持严密并符合制造厂规定。风扇叶的方向和风挡板的位置应正确。
3.4.2 气体冷却器供水管道系统中，应装设两个并联而且可以倒换使用的网状过滤器。在气体冷却器排水总管上，应装一个调节水量的阀门，该阀门的操作传动装置，应引到便于操作的地点。此外，每一段气体冷却器的进出口应装设截门。
如果气体冷却器的水不由循环水泵供给，而由压力较高的水源供给，则调节水量的阀门，应装在气体冷却器的进水口处。在此水管上，也要装设压力表和带有水门的保险阀。
3.4.3 凡充水的冷却系统及水冷却的水冷系统，应设置自动开启的电加热器，以保持发电机温度高于5℃和机内空气相对湿度≤50%。

3.5 轴承
3.5.1 正常运行时，发电机润滑油的入口温度和压力应按制造厂规定控制。
3.5.2 发电机励磁机端的轴承及励磁机轴承与台板和油管间，油密封与油管间，转子进水支座与台板间必须设置双层绝缘，在绝缘层间应垫金属板，定期测量绝缘板的绝缘。当用1000V兆欧表测量时，其绝缘电阻应不低于1MΩ。
3.5.3 发电机汽侧轴上应装设接地装置（接地电刷），定期测量轴电压。当轴电压大于20V时，应查明原因。

3.6 封闭母线
3.6.1 封闭母线应焊接良好、严密、不漏水，并应有监视接头温度的窥视窗；导体及外壳的运行温度不应超过制造厂的规定。制造厂无规定时按GB8349执行。
3.6.2 封闭母线的外壳应可靠接地，接地导线的截面应具备承受短路电流的能力。当母线通过短路电流时，外壳的感应电压应不超过24V。
3.6.3 氢冷发电机出线箱上应设置排氢孔，出线箱与离相封闭母线连接处应采取密封隔氢措施。每相封闭母线及中性点箱应装设漏氢监测点。
3.6.4 封闭母线应有防止结露、积水的措施。微正压装置应投入自动运行，在运行中加强巡视检查，保证空压机和干燥器工作正常。如果微正压装置长时间连续运行而不停顿，应查明原因。
如果安装了封闭母线泄水设备，应定期排水。
3.6.5 对新投产机组，运行中应注意基础沉降或其它原因引起的封闭母线位移或变形，是否导致封闭母线外壳焊缝及伸缩节开裂，绝缘子密封材料变形。

4 正常运行方式
4.1 额定运行方式
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以及相应的出力图的范围内长期连续运行。典型出力图见GB7064。
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%和频率变动在±2%范围内时，能保证发电机额定出力的最大电流值(如不能在电压与额定值相差±5%的情况下进行试验，则可在此范围内试验一点，然后用作图和计算的方法来求得额定转子电流值)。
4.1.3 发电机投入运行后，如无异常现象，即可按照发电机的铭牌数据带负荷。不允许无根据地限制容量。如有必要长期限制发电机的容量时，应经上级主管部门批准。
发电机若要超过额定数值运行，必须按制造厂的规定或经过特殊的温升试验，证明发电机在温升方面确有裕度，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)一并报上级主管部门批准。
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它必要的试验，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。
4.1.5 转子和定子绕组及定子铁心的最大允许监视温度，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产生的温度。这些温度应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。

4.2 间接冷却的发电机进风温度变动时的运行方式
4.2.1 当进风温度超过额定值时，如果定子绕组、转子绕组及定子铁心的温度，经过试验未超过其绝缘等级和制造厂允许的温度，可以不降低发电机的容量。当温度超过允许值时，应减少定子和转子电流，直到允许温度为止。
4.2.2 发电机风温、风压的运行范围及与容量的关系应按照制造厂给定的曲线运行。例如某氢冷发电机的关系曲线如图1所示：

图1 某氢冷发电机风温、风压等与容量的关系示意图

4.2.3 间接冷却的发电机应监视冷却介质进、出口温差。当温差显著增大，超过制造厂规定时，应分析原因，采取措施，予以解决。

4.3 电压、频率、功率因数变动时的运行方式
4.3.1 发电机在额定功率因数下当电压偏差±5%，频率偏差±2%时，应能长期输出额定功率。当电压和频率同时变化时的限值应符合GB/T 7064的规定。电压和频率的限值见图2。

图1 电压和频率的限值

4.3.2 发电机连续运行的最高允许电压应遵守制造厂的规定，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，不应低于额定值的90%。
4.3.3 当发电机的电压下降到低于额定值的95%时，定子电流长时期允许的数值，仍不得超过额定值的105%。
4.3.4 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在当时进风温度下所允许的数值。
发电机的进相运行能力应符合DL/T 970的规定并通过试验来确定，进行试验应符合GB7064的规定。进相试验时应监视发电机端电压、厂用系统电压、定子端部结构件的发热程度和发电机功角等等运行状况。

4.4 调峰的运行方式
4.4.1 参与调峰运行的发电机，应优先采用变负荷调峰方式。负荷增减的速度应遵守制造厂规定。
4.4.2 两班制调峰机组由于启动频繁，应加强检查。对已发现缺陷的发电机，应酌情缩减检修间隔。

5 启停、运行监视和检查维护
5.1 发电机的启动、并列、加负荷和停机
5.1.1 备用中的发电机及其全部附属设备，应进行必要的维护和监视，使其处于完好状态，随时可以启动。
当发电机长期处于备用状态时，应该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 发电机安装和检修后，在启动前应确认检修工作已全部结束并将工作票全部收回，详细检查发电机各部分及其周围的清洁情况，各有关设备必须完好，短路线和接地线必须拆除。并完成启动前的各种试验。启动前的检查项目和试验项目应在现场运行规程中详细规定。
5.1.3 发电机启动前定子及励磁回路绝缘电阻应符合下列规定：
a) 测量发电机定子回路绝缘电阻，可以包括联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2500～5000V兆欧表测量。其绝缘电阻值不作规定。若测量结果较前次有显著降低时(考虑温度和气体湿度的变化，如降低到历年正常值的1/3以下)，应查明原因并设法消除。
b) 对定子水内冷发电机，测量定子回路绝缘电阻时，应采用水内冷发电机专用兆欧表进行测量，将汇水管到外接水管法兰处的跨接线拆开，并将两端汇水管连接起来，接到兆欧表的屏蔽端，然后测量。测毕应恢复法兰两端跨接线。测量时，定冷水电导率应符合DL/T 801的规定。
c) 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。测量时应采用1000V兆欧表，其励磁回路全部绝缘电阻值不应小于0.5ＭΩ。测量水内冷转子绕组的绝缘电阻采用500V及以下兆欧表或其它测量仪器，阻值不应小于5ｋΩ。若低于规程规定的数值时，应采取措施加以恢复。
d) 对于担任调峰工作而启动频繁的发电机，定子和励磁回路绝缘电阻的测量工作，不必每次启动前进行，但每月至少应测量一次。发电机备用时间超过120小时，在启动前应进行发电机定、转子绝缘电阻的测量。绝缘不合格时,应请示总工程师决定是否启动发电机组。
5.1.4 在机组检修后启动前，应完成发电机（发变组）主断路器、自动灭磁开关的合、分闸传动试验及联锁试验。
5.1.5 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。
对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及主副励磁机的声音，检查轴承油流及机组振动情况。
在发电机升速过程中，值班人员应检查发电机动、静之间有无摩擦及碰撞，轴及轴承振动、轴瓦温度有无异常，集电环（滑环）上的电刷是否有跳动、卡涩或接触不良的现象，如有异常，应设法消除。
应快速通过临界转速区域。在转速达到额定值时，应检查下列各项：
a) 轴承油流温度和轴瓦温度；
b) 对密闭冷却系统应检查发电机和冷却系统有无漏风现象，对漏风处应做好标记，以便安排处理；
c) 对水内冷发电机，应检查水压、流量、检漏计等，均应正常；
d) 对氢冷发电机，应检查氢压、密封油压等，均应正常。
5.1.6 发电机升电压前，应注意定子三相电流应为零或接近于零。当发电机的转速达到额定值
时，可以进行励磁系统的启励操作。检查起励后，发电机三相电压是否平衡并不超过额定值，励磁电流、励磁电压是否与空载额定值相符，如果差别较大，应查明原因。
5.1.7 采用准同期并列时，应在发电机的频率与系统频率相差在1HZ以内方可投入自动准同期装置。
在现场规程中，应具体规定同期并列的方法及所使用的开关、插座和同期装置。
5.1.8 发电机并入电网以后，有功负荷增加的速度决定于汽轮机。间接冷却发电机的定子和转子电流增加的速度不受限制；对于直接冷却的汽轮发电机，此项速度不应超过在正常运行方式下有功负荷的增长速度，制造厂另有规定者应遵守制造厂规定。
加负荷时应对发电机冷却介质温升、铁芯温度、绕组温度以及电刷、励磁装置的工作情况等进行监视。
5.1.9 燃气轮发电机的启动应按照制造厂的要求进行。
5.1.10 在正常情况下,发电机停机前，无出口断路器者应将厂用电倒至备用电源，有出口断路器者应做厂用电切换试验。将发电机有功及无功负荷降至最低，然后再执行停机操作。宜采用先关主汽门，通过逆功率保护动作停机的方式，防止汽轮机超速。
5.1.11 发电机停机后，应按5.1.3的规定，测量定子和励磁回路的绝缘电阻。

5.2 运行中的监视、检查和维护
5.2.1 所有安装在发电机仪表盘上的电气表计指示值应每小时记录一次，DCS操作员站的电气参数显示值应至少每小时检查一次；发电机定子绕组、定子铁心和进出水、进出风温度应有监视记录，具体间隔时间，由现场规程规定。
励磁回路绝缘的电压表，每班记录（测量）一次。轴承绝缘的检查，在机组大、小修后进行。
5.2.2 发电机及其附属设备，应由值班人员进行定期的外部检查，检查周期应在现场规程中规定。此外，在每次较严重的外部短路以后，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、进出风温度控制，氢气系统压力及温、湿度控制，定冷水压力及温度控制，均应在汽轮机现场运行规程中规定。
5.2.4 定期检查氢冷发电机氢气压力、纯度在规定的范围内，湿度符合DL/T 651的规定。漏氢监测装置各测点氢气含量在合格范围。密封油压力正常，含水量符合DL/T 705的规定。
5.2.5 定期检查水内冷发电机水质应符合DL/T 801的规定（详见第7章）。
5.2.6 定期检查发电机绝缘过热、局部放电、转子匝间短路、定子端部振动等在线监测装置运行情况，发现报警时，应立即取样分析，必要时停机处理。
5.2.7 发电机及其附属设备的运行管理与监督，应由值班人员与相关专业人员共同承担，其职责分工，应在现场规程中明确规定。

5.3 集电环（滑环）电刷的检查和维护
5.3.1 对集电环（滑环）的检查和维护，由电气专责人员负责。现场规程应规定检查时间和次数，并应定期用吸尘器或压缩空气清除灰尘和碳粉。
使用压缩空气吹扫时，压力不应超过0.3MPa(表压)，压缩空气中应无水分和油(可用手试)。
5.3.2 在运行中的发电机集电环（滑环）或其它励磁装置上工作时，工作人员应穿绝缘鞋(或站在绝缘垫上)，使用绝缘良好的工具并应采取防止短路及接地的措施。当励磁系统有一点接地时，不得进行集电环（滑环）电刷的维护工作。
严禁在维护时造成励磁回路接地和正负极短路。
禁止同时用两手触碰发电机励磁回路和接地部分或两个不同极的带电部分。工作时应穿工作服，禁止穿短袖衣服或把衣袖卷起来。衣袖要小，并在手腕处扣住。女工还应将辫子或长发卷在帽子内。
5.3.3 定期检查集电环（滑环）时，应检查下列各点：
a) 集电环（滑环）上电刷的冒火情况；
b) 电刷在刷框内有无跳动、摇动或卡涩的情况，弹簧压力是否正常；
c) 电刷刷辫是否完整，与电刷的连接是否良好，有无发热及触碰机构件的情况；
d) 电刷边缘是否有剥落的情况；
e) 电刷是否过短(应注意电刷磨损的允许程度，此项允许程度应订入现场运行规程中)；
f) 各电刷的电流分担是否均匀，有无过热；
g) 集电环（滑环）表面的温度是否超过规定；
h) 刷握和刷架上有无积垢。
5.3.4 如果集电环（滑环）上的电刷发生火花，应参照附录B进行处理。
5.3.5 检查电刷时，可顺序将其由刷盒内抽出。一般情况下更换电刷时，在同一时间内，每个刷架上只许换1～2个电刷。换上的电刷应事先在与集电环（滑环）直径相等的模型上研磨好，且新旧牌号须一致。
更换电刷的工作应由有经验的人员进行。
5.3.6 集电环（滑环）表面应无变色、过热现象，其温度应不大于120℃。
对励磁电流大的发电机，电刷数目多，尤应注意其发热现象。

5.4 励磁装置的检查和维护
5.4.1 励磁调节装置的检查和维护
5.4.1.1 定期检查自动励磁调节器各通道的工作状态指示是否与实际情况相符；检查工作通道的输
出电压和输出电流应不超过装置的允许值。
5.4.1.2 双自动通道在并联运行状态时,应定期检查两个通道的输出电压和输出电流。输出电压应
相等,输出电流之差应在制造厂提供的规定范围内。
5.4.1.3 可控硅整流装置采用风冷时，应定期检查并监视风机的运行情况。
5.4.1.4 发电机组若配置了备励设备，应定期检查，保证其完好可用。
5.4.2 定期检查整流柜及磁场开关的工作情况：母线及电缆接头、开关及刀闸触头有无过热现
象、快速熔丝有无熔断、有无异常报警。
5.4.3 定期检查励磁变压器的温度（温升）是否在正常范围内、冷却系统工作是否正常、封闭母线外壳接地连接处有无过热现象等。
5.4.4 定期检查有并联支路的非线性灭磁装置的熔丝有无熔断现象。应保证有足够支路在运行状态。
5.4.5 定期检查励磁调节器安装处环境温度、湿度是否满足规程要求，空调设备是否运行良好。
5.4.6 定期检查励磁调节器控制、操作、电压回路等空开是否正常合入，各状态指示灯是否正常。
5.4.7 对运行中励磁系统发出的报警，要及时检查处理。
5.4.8 安装有转子绕组绝缘对地及匝间绝缘在线监测的，应定期检查绝缘变化情况。
5.4.9 现场规程应根据励磁装置的具体情况和制造厂的要求，制定出具体的检查项目和使用、维护方法。

6 异常运行和故障处理
6.1 发电机的异常运行及处理
6.1.1 发电机短时过负荷。在故障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。当发电机的定子电流过负荷运行时，值班人员应首先检查发电机的功率因数和电压，并记录过负荷的大小及时间，按照现场规程的规定，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。但不得使电压过低。如果减少励磁电流不能使定子电流降低到正常值时，则必须降低发电机的有功负荷或切除一部分负荷。
发电机短时过负荷的允许值应遵守制造厂的规定。制造厂无规定时，1200MVA及以下容量的发电机可以参照表1执行,或按下式计算允许的过电流时间与过电流倍数：
（I2-1）t＝37.5s。
I－定子过电流的标幺值;
t－持续时间，适用范围10～60s。
表1 发电机允许的短时过负荷值(PN≤1200MVA)
定子电流／定子额定电流
1.27
1.32
1.39
1.50
1.69
2.17
允许持续时间(s)
60
50
40
30
20
10
注：在上述过负荷情况下的定子温度将超过额定负载时的数值，所以过负荷每年不得超过2次。
对于正常运行时定子或转子绕组温度偏高的发电机，应适当限制其短时过负荷的倍数和时间。

6.1.2 当发电机(绕组、铁心、冷却介质)的温度、温升、温差与正常值有较大的偏差时，应立即分析、查找原因。
对于水氢冷定子线棒层间测温元件的温差达8℃或定子线棒引水管同层出水温差达8℃报警时，应检查定子三相电流是否平衡，定子绕组水路流量与压力是否异常，如果发电机的过热是由于内冷水中断或内冷水量减少引起，则应立即恢复供水。当定子线棒温差达14℃或定子引水管出水温差达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，应立即降低负荷，在确认测温元件无误后，为避免发生重大事故，应立即停机，进行反冲洗及有关检查处理。
对于全氢冷发电机,定子线棒出口风温差达到8℃或定子线棒间温差超过8℃时，应立即停机，排除故障。
6.1.3 当发电机的转子绕组发生一点接地时，应立即查明故障点与性质。如系稳定性的金属接地，应尽快安排停机处理。
6.1.4 当励磁系统发生两点接地时，必须立即解列发电机，并切断励磁。
6.1.5 当转子绕组因匝间短路而引起不允许的振动或转子电流明显增大（变化达10%以上），必
须立即减少负荷，使振动或转子电流减少到允许的范围，尽快停机检查、处理。
6.1.6 当发电机变成同步电动机的方式运行时，则有功功率指示反向，无功功率通常指示升高，定子电流指示可能稍低，定子电压和励磁的指示正常。若逆功率保护未动作，则不应将发电机与系统解列，而应加上有功，使之脱离电动机的运行方式。
是否允许发电机变成电动机的方式运行，由汽轮机的工作条件决定。
6.1.7 当发电机失掉励磁时，其显示或表计指示如下：
a) 转子电流等于或接近于零；
b) 发电机电压通常降低，无功功率指示为负值；
c) 定子电流升高:
d) 有功功率较正常数值低；
e) 定子电流和转子电压有周期性摆动。
对于不允许无励磁运行的发电机，如失磁保护未动作，应立即将发电机与电网解列。
对于允许无励磁运行的发电机，则应按照制造厂要求，降低发电机有功负荷，并在允许时间内查找失磁原因，尽快恢复励磁运行。如不能在允许的时间内恢复励磁，则应解列发电机。制造厂无规定时，应根据电网电压的允许降低程度，通过计算和试验确定机组能否失磁异步运行。并将失磁异步运行的有关规定，写入现场运行规程。
当发电机失去励磁时，其自动励磁调节装置应立即停用。其它运行中的相关机组的自动励磁调节装置，必须继续工作，并允许这些发电机按照6.1.1的规定短时过负荷。
6.1.8 当定子或转子参数指示之一突然消失时，必须按照其余参数的指示监视发电机的运行。同时检查是否由于显示装置本身或其一次、二次回路的损坏所致。尽可能不改变发电机的运行方式，尽快处理。
6.1.9 当三相负荷不对称时，如发电机所承受的负序电流分量(I2)与额定电流之比(I2/IN)符合表2的规定，且定子每相电流均不超过额定值时，应能连续运行。当发生不对称故障时，(I2/IN)2和时间t(s)的乘积应不超过表4所规定的数值。
表2 不平衡负荷运行限值

发电机型式
连续运行时的
I2/IN 最大值
在故障状态下运行时的 (I2/IN )2t（s） 最大值
间接冷却转子绕组
空冷
0.1
15
氢冷
0.1
10
直接冷却（内冷）转子绕组
≤350MVA
0.08
8
>350～≤900MVA

SN-350
0.08- ────
3×104
8-0.00545(SN-350)
>900～≤1250MVA
同上
5
>1250～≤1600MVA
0.05
5
注：SN为额定容量(MVA)

6.1.10 发电机变压器组的主断路器出现非全相运行时,为避免烧损发电机,其相关保护应及时启动断路器失灵保护,断开与其连接在同一母线上的所有电源。

6.3 发电机的故障处理
6.3.1 发电机发生剧烈的振荡或失步时，在显示或仪表上有下列指示：
a) 定子电流