发电机运行规程.doc

1.发电机运营规程1.1发电机规范型号：QF-15-2额定有功功率: 15MW额定容量: 17.65 MVA额定无功功率: 9.30MVar额定电流: 970 A 额定功率因数(滞后) :0.85额定电压: 10.5KV 额定频率: 50 HZ相数: 3 短路比(保证值) 0.45额定转数: 3000 rmin冷却方式: 密闭自循环空气冷却冷空气温度：+20+40定子接线: Y出线数目: 6绝缘等级/使用等级: F/B励磁方式:自并激可控硅励磁空载励磁电流:89.7A空载励磁电压: 44.5V 额定励磁电流: 267A额定励磁电压:170V性能参数：效率(保证值): 97%直轴瞬变电抗Xd 24.30%定子绕组总漏抗Xe 12.15%直轴超瞬变电抗Xd 14.66%负序电抗X2 17.88%零序电抗X0 8.01%定子绕组直阻（75）:0.01583转子绕组直阻（75）:0.5334定子铜损（75）：44.7KW转子铜损（75）：38KW励磁损耗（75）：45.3KW定子铁损：50.6KW机械损耗：127.2KW附加损耗：79.1KW电压波形畸变率： 5%冷却风量：42050m3/h制造厂家中国长江动力公司（集团）1.2 发电机保护配置1.3 发电机的启动1.3.1 启动前实验项目1.3.1.1发电机主断路器及灭磁开关拉、合闸实验；1.3.1.2发电机主断路器与灭磁开关的连锁实验；1.3.1.3励磁系统连锁实验；1.3.1.4厂用电快切装置静态传动实验；1.3.1.5发电机保护传动实验1.3.1.6发电机大修或更换绕组后，做以下实验：1、发电机空载特性实验； 2、发电机短路特性实验；3、发电机假同期实验；4、发电机气密性实验；1.3.2 发电机启动并网前的检查与准备1.3.2.1 发电机每次大小修后，起动前所有机件必须仔细检查保证运转条件齐备。起动前应注意检查下列事项：1.3.2.1.1机组安装就绪，所有螺栓应紧固。1.3.2.1.2 检查发电机轴承油系统、空气冷却系统、消防装置均已投入运营正常。 1.3.2.1.3检查发电机机组及其附属设备的工作票已所有收回，安全措施已所有拆除，所有常设遮栏网门均已锁好。1.3.2.1.4 具体了解发电机组检修后的缺陷消除情况和设备变动情况，并了解发电机实验情况和绝缘电阻数值。1.3.2.1.5 检查发电机、励磁系统本体清洁、完整，无任何遗留物。1.3.2.1.6 发电机的电阻测温元件，电阻测温装置与偶衡指温计，已接好校验对的而各部位温度计已装接完毕。1.3.2.1.7 检查发电机一、二次回路完好，接线对的，完整牢固。 1.3.2.1.9 励磁回路的检查实验已经完毕。 （1） 励磁回路接线对的，灭磁开关动作正常。 （2） 自动调整励磁装置已投入运营，指示对的。1.3.2.1.10 发电机定子线圈引出线与电网的相序应对的。1.3.2.1.11 发电机定子机座应可靠的接地。1.3.2.1.12 起动前应当用盘车装置来盘动转子，以确证转动部分没有任何卡涩。1.3.2.1.13 发电机随汽轮机升速至额定转速过程还应重点检查：（1）轴承润滑，轴承振动是否正常。（2）转子轴向串动情况，旋转部件与静止部件间应无摩擦。（3）发电机转速到额定值时，应再次检查发电机和发电机冷却系统是否正常。1.3.2.2 发电机绝缘电阻测量1.3.2.2.1 发电机每次大小修后，其绝缘电阻测量工作由检修人员负责。1.3.2.2.2 发电机冷备用时间超过24小时，运营人员在改热备用时，必须测量其绝缘电阻。定子绕组用10002500兆欧表测量，每1K工作电压应有1M以上，励磁机静子绕组用500兆欧表测量，其值不小于0.5M。1.3.3 发电机的升压与并列3.4.2.1 发电机投用DWLZ1DW型微机励磁调节装置，在发电机冲转至额定转速后即可进行以下操作：3.4.2.1.1 确认励磁调节屏交流电源，直流电源已接通（涉及对保险管的检查）；3.4.2.1.2 将机组转速稳定在额定转速,确认灭磁开关在断开位置;；3.4.2.1.3 合调节柜A调节器电源开关QS1、QS2、B调节器电源开关QS3、QS4，将调节器切投开关SA1、SA2旋至“投入”位置，调节器控制输入显示“135”，其它显示值为“0”，电源指示正常、本机正常、本机工作光字牌亮。（本机工作光字牌亮者为工作状态，不亮者为热备用状态）；3.4.2.1.4 合功率柜刀开关DK；3.4.2.1.5 合功率柜电源开关3Q、4Q、5Q、6Q，调节柜“分闸”指示灯应亮；3.4.2.1.6 按合闸按钮，合灭磁开关FMK，合闸指示灯亮，风机起动运营，风机运营指示灯亮。3.4.2.1.7 选择运营方式：“电压调节”（即“自动”运营方式）为默认运营方式，如选择“电流调节”（即“手动”运营方式）则按下调节器的运营方式选择按键“电流”或将操作台上的运营方式选择开关QK旋至“手动”。3.4.2.1.8 按“起励”按钮（QLA），发电机电压自动上升至起励设定值如起励不成功或发电机电压超过起励设定值，则应按“跳闸”跳灭磁开关，检查因素；3.4.2.1.9 按“增/减磁”按钮将发电机电压调至并网规定，同期并网合DL。3.4.2.2 发电机升压操作的规定及注意事项3.4.2.2.1 待机、炉有关实验结束，阀门切换完毕，检查机、炉无异常报警，得值长命令后方可进行发电机升压操作。3.4.2.2.2 在CRT画面上全面检查各设备的指示状态，无异常报警。3.4.2.2.3 发电机升压操作用自动电压调节器自动方式（恒电压）进行。3.4.2.2.4 发电机升压操作应缓慢进行，升压过程中，三相电压平衡，三相电流指示为零。3.4.2.2.5 当用自动电压调节器自动方式升压到额定值时，用自动准同期并列。3.4.2.3 发电机自动准同期并列操作3.4.2.3.1 检查CRT上无异常信号报警。3.4.2.3.2 在CRT上确认发电机开关操作条件满足：3.4.2.3.2.1 发电机无任何保护动作。3.4.2.3.2.2 汽轮机未跳闸。3.4.2.3.2.3 汽轮机转速大于2980rmin。3.4.2.3.3 将发电机自动电压调节器方式选择开关合与自动位置。3.4.2.3.4 合上发电机自动电压调节器直流开关。3.4.2.3.5 检查发电机定子电压约为10KV，三相电压平衡，三相电流为零。3.4.2.3.6 检查励磁机磁场电压电流在空载值。3.4.2.3.7 将发电机定子电压升至10.5K。3.4.2.3.8 在CRT上确认发电机允许自动准同期并列。3.4.2.3.8.1 检查其它设备未选用同期装置。3.4.2.3.8.2 检查自动同期装置完好。3.4.2.3.8.3 检查自动同期装置电压增长无输出。3.4.2.3.8.4 检查自动同期装置电压减少无输出。3.4.2.3.8.5 检查自动同期装置无开关合闸指令。3.4.2.3.8.6 检查发电机自动电压调节器直开关己合上。3.4.2.3.8.7 检查DEH在自动位置。3.4.2.3.9 选择自动准同期并列方式。3.4.2.3.10 确认以下项目：3.4.2.3.10.1 自动同期已选择。3.4.2.3.10.2 自动同期己投入。3.4.2.3.10.3 发电机电压与系统电压相等。3.4.2.3.10.4 DEH在同期方式。3.4.2.3.10.5 发电机频率与系统频率相等。3.4.2.3.10.6 发电机相位与系统相位相等。3.4.2.3.10.7 合发电机开关。3.4.2.3.11 检查发电机开关己合闸，发电机并入系统。3.4.2.3.12 检查发电机已带上5负荷。3.4.2.3.13 检查发电机三相电流指示平衡。3.4.2.3.14 调整发电机无功至需要值。3.4.2.4 发电机手动准同期并列操作3.4.2.4.1 检查CRT上无异常信号报警。3.4.2.4.2 在CRT上确认发电机开关操作条件满足：3.4.2.4.2.1 发电机无任何保护动作。3.4.2.4.2.2 汽轮机未跳闸。3.4.2.4.2.3 汽轮机转速大于2980rmin。3.4.2.4.3 将发电机自动电压调节器方式选择开关合与自动位置。3.4.2.4.4 合上发电机自动电压调节器直流开关。3.4.2.4.5 检查发电机定子电压约为10KV，三相电压平衡，三相电流为零。3.4.2.4.6 检查励磁机磁场电压电流为空载值。3.4.2.4.7 将发电机定子电压升至10.5K。3.4.2.4.8 在CRT上确认发电机允许自动准同期并列。3.4.2.4.8.1 检查其它设备未选用同期装置。3.4.2.4.8.2 检查自动同期装置完好。3.4.2.4.8.3 检查自动同期装置电压增长无输出。3.4.2.4.8.4 检查自动同期装置电压减少无输出。3.4.2.4.8.5 检查自动同期装置无开关合闸指令。3.4.2.4.8.6 检查发电机自动电压调节器直流开关己合上。3.4.2.4.8.7 检查DEH在自动位置。3.4.2.4.9 选择手动准同期并列方式。3.4.2.4.10 调整发电机的转速，使同步表指针顺时针缓慢旋转（510r/min）。3.4.2.4.11 待同步表指针接近零位（提前510）时，操作发电机的控制开关，手动合上发电机开关。3.4.2.4.12 检查发电机开关己合闸，发电机并入系统。3.4.2.4.13 检查发电机已带上5负荷。3.4.2.4.14 检查发电机三相电流指示平衡。3.4.2.4.15 调整发电机无功至需要值。3.4.2.5 发电机并列时的注意事项：3.4.2.5.1 为防止非同期并列，规定下列情况不准合闸。3.4.2.5.1.1 假如同步表指针向零位移动过快，不准合闸。由于此时发电机与系统周率相差较大，不易掌握开关合闸操作时间，往往使开关在不同期点合闸。3.4.2.5.1.2 假如同步表指针通过零位不是很平稳，而是有跳动的现象，不准合闸。这种现象也许是同步装置内部有卡涩现象。3.4.2.5.1.3 假如同步表的指针停在零位上，不准合闸。由于如合上操作把手到开关合闸这段时间中，系统或发电机的周率有所变动时，将使开关合闸正好在不同期点上。3.4.2.5.2 无论采用何方式并列操作，应检查同期检定继电器动作对的，并调整发电机转速，使同步表指针缓慢顺时针方向旋转（510rmin）。3.4.2.5.3 在进行自动准同期并列时，若自动调整回路失灵，严禁使用该方式；在采用手动准同期方式并列时，若手动调速失灵，可由汽机值班员进行调速。3.4.2.5.4发电机升压至额定期，空载励磁电流、电压不大于规定的空载励磁电流（98.7A）、电压（44.5 V）值；03.4.2.5.5在发电机升压过程中，发现定子电流忽然增大或出现电压失控，立即断开励磁开关；3.4.2.5.6并网瞬间要密切监视三相电流、负序电流、有功、无功等重要参数变化，防止发电机非全相运营。1.4 正常运营的维护与检查1.4.1 正常运营方式与参数限额：1.4.1.1项 目单位额定值允许范围附注高限低限发电机电压kV10.5发电机定子电流A970发电机额定运营温升限制（冷却介质为40）转子绕组温升K85定子绕组温升K75定子铁芯温升K75定子端部温升K75进风温度405020出风温度75空气相对湿度不大于50%轴承进油温度4535轴承出油温度65轴瓦温度80注：空气冷却器进水温度不得超过33，如进水温度超过33时，则应注意电机进风温度是否超过40。超过40时，应按提高的进风温度，相应的减少发电机负荷，从而控制电机的允许温度。1.4.1.2发电机长期允许负序电流不超过额定电流的10%且定子每相电流不得超过额定电流，发生不对称故障时，(I2/IN)t1.5。1.4.2 允许运营方式1.4.2.1 发电机允许定子电流保持1.5倍的额定电流值连续运营不超过30秒。1.4.2.2 发电机空气冷却器一台停运时，可带2/3的额定负荷连续运营，发电机有效部分温度不超过允许值。1.4.2.3 当发电机功率因数为额定值时，允许电压与额定值偏差不超过5，频率与额定值偏差不超过2情况下连续允许，保证输出额定功率。1.4.2.4 发电机允许在定子电压升高至额定值的110的情况下连续运营，此时定子电流应以转子电流不超过其额定值为限。1.4.2.5 发电机的最低运营电压应根据稳定运营的规定来拟定。一般不应低于额定值的90。当发电机电压减少到额定值的95以下时，定子电流长期允许的数值仍不得超过额定值的105。1.4.2.6 发电机在运营中若其功率因数与额定值有出入时，发电机负荷应调整到使定子和转子电流不超过在该冷却空气温度下允许的数值。1.4.3 发电机及励磁系统运营维护规定1.4.3.1发电机本体正常运营中的检查1.4.3.1.1发电机本体无异常振动、异音、漏油及过热等现象；1.4.3.1.2 离相封闭母线外壳温度正常；1.4.3.1.3发电机定子、转子线圈及铁芯温度正常；1.4.3.1.4轴碳刷接触良好，无火花；1.4.3.1.5发电机空气冷却器冷却水流量、压力正常，供、回水温度正常；1.4.3.1.6 发电机内空气压力，温度正常；1.4.3.1.7 发电机出口CT、PT外观正常,无过热、开裂等异常现象；1.4.3.1.8发电机接地电阻接地良好，无锈蚀、过热、放电痕迹； 1.4.3.1.9发电机负序电流表指示接近于零，转子回路绝缘良好无接地现象；1.4.3.1.10发电机各保护继电器及自动装置正常，柜内无异常及报警；1.4.3.2 TFL100-4型微机励磁调节装置正常运营中的检查：1.4.3.2.1屏内各指示表计应准确。3.4.4.5.2 屏内元件无过热及焦臭味。3.4.4.5.3 屏内各指示灯指示与运营方式一致。3.4.4.5.4 屏内无异常指示灯亮。3.4.4.5.5 屏内小开关的位置与运营方式相符合1.5发电机的解列1.5.1 解列前的准备及解列3.4.3.l 发电机通过电压调节器自动方式解列。3.4.3.2 收到值长停机命令后，由值班员控制，将发电机有功负荷逐渐减少；3.4.3.3 发电机减负荷过程中，调整冷却系统运营工况，使之适应机组负荷的变化；3.4.3.4 发电机减有功的同时，相应减少无功负荷，保持正常的功率因数；3.4.3.5 当发电机有功降至最低，无功减至零；3.4.3.6 断开发电机主断路器；3.4.3.7 检查定子三相电流为零，断路器分闸正常；3.4.3.8 检查AVR直流调节回路跟踪正常，AVR手动整定电压在空载位置，平衡电压表指示为零；3.4.3.9 将AVR控制方式切换开关切至“手动”位置；3.4.3.10 按“灭磁”按钮，逆变灭磁，发电机电压迅速下降控制输出135；3.4.3.11 按“分闸”按钮，跳灭磁开关FMK，分闸指示灯亮，风机停转，“风机运营”灯灭；3.4.3.12 检查交流主励磁机磁场开关分闸正常；以上操作完毕，发电机处在热备用状态。1.5.2 解列后的注意事项1.5.2.1 停运后，立即测量、记录定子绕组和励磁回路的绝缘电阻；1.5.2.2 立即停运空冷器冷却水系统；1.5.2.3 密切监视机内空气温度不小于5，必要时可进行干燥加热。1.6 事故解决1.6.1 事故解决原则6.1.1.1 事故发生时，应按“保人身、保电网、保设备”的原则进行解决；6.1.1.2 机组发生事故时，运营人员应迅速解除对人身和设备的威胁。根据仪表指示及设备异常现象，查找故障的因素，消除故障；同时应注意保持非故障设备的安全运营，必要时，增长非故障设备的出力。在事故解决过程中，运营人员应保证厂用电系统的正常运营，特别是保安电源的可靠性；6.1.1.3 发生事故时，运营人员应坚守工作岗位，集中精力进行事故解决，消除所有的不正常情况，防止事故扩大和蔓延，并对的迅速地执行上级调度命令；6.1.1.4 事故发生时，所有值班人员应在值长统一指挥下及时对的地解决事故，值长应及时将故障情况告知相关运营岗位，保证运营机组安全运营，做好事故预想，根据故障性质和设备情况以决定机组是否启动恢复运营；6.1.1.5 非当值人员到达事故现场时，必须经值长批准，协助当值值班员进行操作或解决；6.1.1.6 在交接班期间发生事故时，应停止交接班，由交班者进行解决，接班者可在交班者统一指挥下协助解决，事故解决告一段落后再进行交接班；6.1.1.7 在事故解决过程中，上级指令有危及人身或设备安全时，值班员应拒绝执行，并报告领导；6.1.1.8 故障消除后，机长和值班人员应做好具体记录，便于对事故进行分析，总结经验，吸取教训，制定相应的反事故措施；1.6.2 发电机紧停规定1.6.2.1发电机碰到下列情况之一时，应紧急停运：1、发电机冒烟、着火、爆炸时。（必须破坏真空停机）；2、发电机电流互感器或电压互感器冒烟、着火时；3、发电机内有摩擦、撞击声且轴承振动忽然增长50m或超过100m时。（必须破坏真空停机）；4、发电机内部故障，保护或开关拒动时；5、发电机主开关外发生长时间短路，且发电机定子电流指向最大，定子电压骤降，后备保护拒动时；6、发电机无保护运营时（直流系统瞬时选接地点或直流保险熔断、接触不良等能立即恢复正常者除外）；7、发电机失磁，失磁保护拒动时；8、发电机励磁系统发生两点接地，保护拒动时；9、发电机大量漏水，并随着有定子接地或转子一点接地现象时；10、汽轮机打闸，逆功率保护拒动时；11、发生直接威胁人身安全的危急情况时。1.6.2.2 发生下列情况之一者，申请停机1.6.2.2.1 发电机无主保护运营；6.1.3.3.2 发电机转子匝间短路严重，转子电流达成额定值时，功率因数仍为0.95以上 (即无功出力为有功出力的1/3以下)；6.1.3.3.4 发电机冷氢进风温度超过50，出风温度超过80，经采用措施仍无效；6.1.3.3.5 发电机定子绕组/转子绕组/定子铁心温度超温升限制，经采用措施仍无效；1.6.3 发电机异常及事故解决6.5.1 发电机过负荷6.5.1.1 现象：6.5.1.1.1 发电机定子电流指示超过额定值；6.5.1.1.2 定子电流限制信号发报警；6.5.1.1.3 发电机定子电流达成1.1Ie，过负荷报警；6.5.1.1.4 发电机定子电流达成1.5Ie，发电机与系统解列。6.5.1.2 因素：6.5.1.2.1 系统发生故障；6.5.1.2.2 出现短时冲击过负荷；6.5.1.2.3 发电机有功功率超过额定值；6.5.1.2.4 强励动作。6.5.1.3 解决：检查微机调节器及强励运营是否正常，若当系统无端障，而调节器输出电流超过正常值较多则说明是励磁系统运营失常引起发电机过负荷；若经调节无效，则将其停用。3.5.2.1.3.2 若因系统故障引起发电机过负荷，当系统电压许可时，可以减少发电机的无功负荷，但电压不得低于额定值的90。3.5.2.1.3.3 当发电机的电压已经减少至额定电压的90，则不仅不允许减少发电机的无功负荷，相反映尽量运用发电机的过负荷规定增长发电机的励磁，以制止电压进一步减少至额定值的90以下，此时应立即报告值长，在过负荷时间己到，而无法消除过负荷时，则必须减少发电机的有功负荷或采用减负荷措施，以消除发电机的过负荷。3.5.2.1.3.4 在过负荷未消除前，运营人员应加强对发电机的运营监视，检查发电机各部分的温度不超过允许限额，并加强监视发电机励磁回路。3.5.2.1.3.5 在发电机事故过负荷期间，不得干预微机调节器工作（除非其失常），若强励动作，20秒内不得干涉其动作，若连续动作时间超过20秒，则应将其退出，并报告值长。在定子线圈短时过负荷时，允许转子有相应的过负荷。6.5.1.3.6 发电机定子电流达成1.5Ie，在规定期间内，发电机过负荷保护仍未动作，应立即解列发电机。6.5.2 发电机三相电流不平衡6.5.2.1 现象：6.5.2.1.1 发电机定子电流任意两相之差超过额定电流的10，负序电流超过8；6.5.2.1.2 发电机负序电流报警；6.5.2.1.3 发电机转子绕组温度升高；6.5.2.1.4 发电机负序电流保护也许动作，解列发电机。6.5.2.2 因素：6.5.2.2.1 系统出现不对称负荷；6.5.2.2.2 系统或发电机回路发生不对称短路；6.5.2.2.3 系统或发回路电机发生一相断线；6.5.2.2.4 测量二次回路故障。6.5.2.3 解决：6.5.2.3.1 通过值长联系调度询问系统输电线路是否有单相负荷或断相断线情况。3.5.2.2.2.2 假如发电机三相电流之差不超过额定电流的10，且最大一相电流不超过额定值，则允许发电机长期运营。3.5.2.2.2.3 假如发电机不平衡电流超过允许值时，值班员应一方面检查发电机力率和电压，并注意电流超过允许值所通过的时间，用减少励磁电流的方法来减少静子电流，但不得使电压过低和功率因数过高。3.5.2.2.2.4 假如减少发电机励磁电流仍不能使静子电流减少到许可值，则必须减少发电机有功负荷，使最大一相电流不超过额定电流，不平衡电流差不超过10。3.5.2.2.2.5 如调整无效，则应停机检查解决。3.5.2.2.2.6 发电机在带不平衡负荷运营期间，应迅速检查一二次回路，并加强对发电机温度和振动的监视。3.5.2.2.2.7 如随着不平衡电流的出现，发电机温度有异常升高，或有烟起火及其内部故障象征时，应立即停机灭磁。6.5.3 发电机PT回路断线6.5.3.1 现象：6.5.3.1.1 发电机电压、有功、无功显示也许减少或为零，周波显示也许失灵，但发电机定子电流显示正常；6.5.3.1.2 发变组保护装置PT断线闭锁信号发；6.5.3.1.3 三相电压不平衡；6.5.3.1.4 发电机也许发定子接地报警信号。6.5.3.2 因素：6.5.3.2.1 发电机电压互感器二次回路故障；6.5.3.2.2 发电机电压互感器一次保险熔断；6.5.3.2.3 发电机电压互感器故障。6.5.3.3 解决：6.5.3.3.1 维持机组原运营工况，不得调整有功和无功；加强发变组运营工况的监视和检查；6.5.3.3.2 检查AVR装置运营是否正常，必要时告知检修人员；6.5.3.3.3 检查PT二次电压，判断保险是否熔断，假如二次保险熔断，更换保险，若更换后又熔断，告知检修人员解决；6.5.3.3.4 假如查明是由于PT一次保险熔断，则应告知保护人员配合解决；6.5.3.3.5 如为互感器本体故障，告知检修人员解决，同时运营人员加强监视。6.5.4 发电机低频6.5.4.1 现象：6.5.4.1.1 LCD发“连续低频”信号；6.5.4.1.2 发电机频率下降至报警值（49.5HZ）；6.5.4.1.3 机组振动增大；6.5.4.1.4 辅机出力减少。6.5.4.2 解决：6.5.4.2.1 机组低频工况下的允许值按下表控制；频率Hz允许运营时间累计（次）每次（秒）48.048.550030047.5180606.5.4.2.2 当系统频率下降至49.5Hz时，立即增长机组出力至最大，并及时报告值长；6.5.4.2.3 当汽轮机一次调频动作后，加强监视机组运营参数，防止机组超过力运营；6.5.4.2.4 当系统频率恢复正常时，根据值长命令调整机组出力；6.5.4.2.5 假如频率下降至（47.5Hz），连续低频保护未动作时，汽轮机应打闸。6.5.5 发电机冷却系统故障6.5.5.1 现象：6.5.5.1.1 发电机定子、转子绕组和铁芯温度升高；6.5.5.1.2 发电机冷、热风温度升高；6.5.5.1.3 发电机冷却水温度过高或冷却水量过少；6.5.5.1.4 发电机内压气下降。6.5.5.2 因素：6.5.5.2.2 空冷器冷却水量小或中断；6.5.5.2.3 空冷器泄漏；6.5.5.2.4 发电机漏气。6.5.5.3 解决：6.5.5.3.1 减少发电机负荷，监视发电机定子绕组温度不超85、铁芯温度不超120、转子线圈温度不超83；6.5.5.3.2 冷却水中断，迅速恢复冷却水；或投运备用冷却器，隔离泄漏冷却器；6.5.5.3.3 氢压下降时及时补氢至0.3MPa；6.5.5.3.4 查明冷却系统故障因素，告知检修人员解决。6.5.6 发电机转子一点接地6.5.6.1 现象：6.5.6.1.1 转子一点接地信号报警；6.5.6.1.2 转子对地电阻值显示减少。6.5.6.2 因素：6.5.6.2.1 发电机励磁回路、转子绕组绝缘损坏；6.5.6.2.2 发电机滑环绝缘损坏或碳刷架严重脏污；6.5.6.2.3 测量回路绝缘减少。6.5.6.3 解决：6.5.6.3.1 转子一点接地，接地电阻小于8K报警，小于1K程序跳闸停机；6.5.6.3.2 如转子一点接地报警，查看接地电阻值，并对发电机滑环、碳刷装置、励磁整流柜、出线等进行全面检查，以拟定接地点；6.5.6.3.3 对滑环、碳刷装置等处进行清理；6.5.6.3.4 转子外部接地，应设法消除；转子内部接地，申请停机解决；6.5.6.3.5 转子一点接地保护动作跳闸按事故停机解决。6.5.8 发电机振荡或失步6.5.8.1 现象：6.5.8.1.1 定子电流表指针大幅度摆动且超过正常值；6.5.8.1.2 定子电压表指针摆动，一般为低于正常值；6.5.8.1.3 有功功率表大幅摆动；6.5.8.1.4 励磁电流小于正常值或在正常值附近摆动；6.5.8.1.5 发电机发出与上述摆动合拍的鸣音。6.5.8.2 解决：6.5.8.2.1 立即增长励磁电流，在AVR投“自动”时，1分钟内严禁干涉AVR动作，根据调度命令增长或减少发电机有功出力，如仍不能恢复发电机同步运营应联系调度做好解列准备；6.5.8.2.2 发电机振荡转为失步时，失步保护应动作，否则应手动解列。6.5.9 发电机非同期并列6.5.9.1 现象：6.5.9.1.1 发电机内部遭到强烈的电力冲击发出刺耳的吼叫声；6.5.9.1.2 发电机各表计发生强烈的摆动；6.5.9.1.3 发电机误上电保护动作，操作的主开关跳闸。6.5.9.2 解决：6.5.9.2.1 若发电机非同期并网的主开关没有跳闸，应立即手动断开与系统解列；6.5.9.2.2 对发变组及主开关进行全面检查，并测量绝缘电阻；6.5.9.2.3 对汽轮机轴系进行检查；6.5.9.2.4 查明非同期并列因素，确认设备无问题后，经总工批准后，方可重新并列；非同期并列因素未查出来之前，不允许再次盲目进行并列。若为自动同期装置有问题引起，可采用手动准同期并列。6.5.10 发电机非全相运营6.5.10.1 现象：6.5.10.1.1 发电机负序电流报警信号发；6.5.10.1.2 主开关三相不一致报警信号发；6.5.10.1.3 发电机定子电流三相不平衡；6.5.10.1.4 发电机振动增长，汽轮机已打闸但转速不下降。6.5.10.2 因素： 主开关机构故障，一相或两相运营。6.5.10.3 解决：6.5.10.3.1 若在并机时发生非全相开关本体非全相未跳闸应停止加负荷，应立即将故障开关分闸一次，维持励磁系统运营及汽轮机转速3000r/min,若远方分闸不成功，立即就地打掉该开关；6.5.11.3.2 若在停机时发生非全相开关本体非全相未跳闸，汽轮机不应关闭主汽门，应维持同步转速和发电机励磁，检同期再合上已故障开关，立即就地打掉未跳闸开关，不成功，则通过停用母线的方法将发电机解列。若发生非全相时，汽轮机已经打闸，则通过停用母线的方法将发电机解列；6.5.11.3.3 若在运营中发生非全相，应迅速降有功、无功至最低，使定子电流不超0.1Ie,维持机组同步转速励磁，重新并列，用上一级开关将发电机与系统解列。6.5.12 发电机温度高6.5.12.1 现象：LCD显示发电机温度异常报警。6.5.12.2 解决：6.5.12.2.1 减少发电机负荷，使温度或温差低于限额，监视发电机温度变化；6.5.12.2.2 检查定子冷却水系统内冷水流量、压力是否正常，阀门是否启动，冷却器有无空气和污垢，若为定子冷却系统故障，应近快消除；6.5.12.2.3 检查氢气冷却器系统冷却水流量、压力是否正常，阀门是否启动，冷却器内有无空气和污垢，若为冷却系统故障，应近快消除；6.5.12.2.4 检查氢气纯度和压力是否正常； 查看相相应的出水温度及其它温度测点指示，进行核对，分析判断是否检测元件故障。6.5.12.2.5 经上述解决无效或确认发电机内部异常时，报告值长，告知检修人员；6.5.12.2.6 当发电机定子线圈温度达90、绕组温差达14或定子支路温差达12时(确认测点及回路正常)，停机解决。6.5.13 发电机着火3.5.3.6.1 现象：3.5.3.6.1.1 窥视孔内看到烟气、火星。3.5.3.6.1.2 闻到绝缘烧焦的气味。3.5.3.6.2 因素：3.5.3.6.2.1 绝缘老化磨损。3.5.3.6.2.2 发电机内部发生接地、短路。3.5.3.6.3 解决：3.5.3.6.3.1 若主开关未跳闸，运营人员应使用危急按钮紧急停机灭磁，隔绝电源后进行灭火。3.5.3.6.3.2 及时拨打119火灾报警电话。3.5.3.6.3.3 发电机不得完全停转，应保持200300转分的转速，防止轴弯曲，立即启动专用水灭火装置向机内喷水直至完全熄灭为止（发电机上专用水灭火装置平时不准接用消防水带，以防漏水）。3.5.3.6.3.4 无专用灭火装置时，应设法使用一切能灭火的器材，及时扑灭火灾。严禁使用泡沫及黄沙灭火。3.5.3.6.3.5 本地面上有油类着火时，可用沙子灭火，但应注意防止沙子落到发电机内或轴承上。变压器规程2.1变压器设备规范；2.2变压器的投运2.2.1 投入运营前的检查在有关工作所有终结，工作票所有收回，拆除所有临时安全措施，恢复常设遮栏和标示牌后，应进行以下检查：3.2.1.1 油位正常，油色透明，温度指示对的，瓦斯继电器充满油。3.2.1.2 变压器的外壳及套管清洁、无破裂、漏油、渗油现象，防爆管隔阂无破裂或压力释放器正常投入。3.2.1.3 散热器、油枕至瓦斯继电器上下部的阀门应启动，且无漏油现象，呼吸器硅胶正常（蓝色）未变色。3.2.1.4 变压器顶部及导电部分无遗留物，分接头开头位置三相一致、对的。3.2.1.5 冷却器电源所有投入，风扇电机能随时启动，运转正常，联锁实验正常，冷却器进、出口油门所有在启动位置。3.2.1.6 变压器外壳接地线紧固，入土处无锈蚀现象；中性点接线良好，接地刀闸装置正常，接地电阻连接完整。3.2.1.7 变压器引线接触良好、牢固。3.2.1.8 变压器室门窗完好、通风照明良好、室内无漏雨、门上应上锁、消防器材齐全等。2.2.2 变压器绝缘电阻的测量规定3.2.2.1 新安装、检修后或长期停用（时间超过15天）的变压器投入运营前，必须测量绝缘电阻。3.2.2.2 备用时间超过一个月的备用变压器，每月应进行一次绝缘电阻的测量，检查绝缘是否良好。如本月内备用变压器投运过，则不再测量绝缘，但需在“变压器绝缘记录”中记录清楚。3.2.2.3 在测量变压器绝缘前后，必须将被测试绕组对地放电，由两人进行。3.2.2.4 测量变压器绝缘时应先拉开变压器一次回路各侧开关及刀闸，拉开冷却器控制箱内冷却器总电源，拉开中性点接地刀闸（或拆除中性点接线），对于干式变压器还应拉开加热器电源（大小修后，拆开、恢复中性点接线由检修人员完毕）。3.2.2.5 变压器绝缘电阻测量结果应随时记入“变压器绝缘记录”内。2.2.3 绝缘电阻测量允许值3.2.3.1 高压绕组（线电压在1000V以上）使用2500V摇表测量；低压绕组使用500V摇表测量，测量前应在验明无电压情况下进行。3.2.3.2 测量变压器绝缘应分别测量各绕组之间，各绕组对地之间，各绕组相间的绝缘。3.2.3.3 对于油浸式变压器绕组绝缘值每千伏不低于1M，且吸取比R60/R15 1.3；对于干式变压器绕组绝缘阻值每千伏不得低于2M，此外，变压器使用期间所测得的绝缘阻值不得低于初始值的50%，且不低于前次所测值的70%。3.2.3.4 变压器高、低绕组间绝缘电阻值不得低于高压侧对地绝缘电阻规定值。3.2.3.6 变压器绝缘阻值测量结果和以前记录综合分析如有明显减少现象，应查明因素，并报告值长。2.2.4 变压器大小修后投入运营前的实验实验是在各侧刀闸断开情况下由运营人员和检修人员共同进行3.2.4.1 变压器保护装置的传动实验。3.2.4.2 变压器冷却装置电源切换实验。3.2.4.3 变压器冷却装置各风扇运转实验。3.2.4.4 各侧开关跳合闸实验。3.2.4.5 干式变绕组温度报警回路实验。3.2.4.6 如变压器一次回路有变动，应