发电厂电气运行规程.docx

批 准：

审 定：

审 核：

编 写：

前 言

本规程是集控运行人员进行操作、调整、处理异常、事故的依据，所有运行人员应按本规程的规定进行操作。本规程依据《300MW级机组运行典型规程》、设备生产厂家的相关图纸、说明书、逻辑图、《安全规程》、相近设备电厂运行规程，并结合现场实际工作经验编制而成。
由于编者水平有限，本规程难免有错误和不当之处，恳请各位专家、同事批评指正。
下列人员应熟悉本规程的全部或部分：
1) 生产副总经理、技术总监；
2) 技术支持部、发电部总经理、助理总经理及各专业主管；

3) 安监人员；
4) 所有运行人员、相关检修人员。
本规程自下发之日起执行。

二零零九年六月

修订说明：下面指出的修订，指的是较大的改动，对单纯词句修改，不再予以说明。
一、发电机
4.1.4 励磁控制——根据装置说明书和现场情况，进行了修改。
5.2发电机并、解列操作——根据现场情况，进行了修改。
5.5 发电机附属设备——增加。
6.2.1.1 发电机定子电压异常及6.2.5 发电机定子三相电流不平衡及非全相——修订
6.3 发电机事故处理——修订
二、变压器
3.2 变压器过负荷运行规定——已根据厂家技术协议修改。
41.1主变冷却器方式细化。
4.3 干式变温度参数已根据现场整定值修改。
三、220kV系统
3.2.2 系统运行方式——有修改。
4.3 配电装置五防——原规程第七章精简并结合现场实际而得。
4输变电系统运行监视——升压站装置有增补，互感器、避雷器部分通用于全厂配电设备。
6异常事故处理——异常事故作合并，母线电压消失的处理原则做了修改
四、厂用电
3.1.7快切作修删
4.2 低压框架式断路器脱扣器简介和检查——增加
4.3 机组切换厂用电规定——有增补
6.2.3 直流系统的操作规定——有增补
8 6kV变频器——增加
五、继电保护
5.3.3 母差保护MNP－2型模拟盘简介——有增补
6 发变组保护——保护配置根据现场作修改
8 400V保护配置——增加
9 快切——修订
10安稳系统——增加
11 AVC——增加

目 录
第一章 发电机运行规程 1
1 主题内容与适用范围 1
2 规范性引用文件 1
3 发电机许可运行方式 1
4 发电机励磁系统规定 5
5 发电机日常维护操作 7
6 发电机异常运行及事故处理 13
第二章 电力变压器运行规程 24
1 主题内容与适用范围 24
2 规范性引用文件 24
3 变压器许可运行方式 24
4 变压器冷却装置运行规定 27
5 分接开关运行规定 29
6 变压器监视、操作与日常维护原则 29
7 变压器的异常运行及事故处理 32
第三章 220 KV系统运行规程 37
1 主题内容与适用范围 37
2 规范性引用文件 37
3 220 kV系统正常运行方式 37
4 输变电系统的运行监视、操作 38
5 220kV升压站运行规定 44
6 输变电系统异常及事故处理 50
第四章 厂用电系统运行规程 60
1 主题内容与适用范围 60
2 规范性引用文件 60
3 厂用电系统正常运行方式 60
4 厂用电系统的运行监视、操作 64
5 柴油发电机 67
6 直流系统 69
7 UPS电源系统运行方式 73
8 6kV变频器 78
9 厂用电系统的异常及事故处理 81
第五章 继电保护及自动装置运行规程 89
1 主题内容与适用范围 89
2 规范性引用文件 89
3 总则 89
4 220 kV线路保护及自动装置 91
5 220 kV母线保护 93
6 ＃1、2发变组保护 95
7 启备变保护 98
8 厂用电系统保护与自动装置 100
9 6 kV厂用电源快速切换装置 103
10 安稳控制 105
11 自动电压控制装置AVC 108
第六章 电动机运行规程 111
1 主题内容与适用范围 111
2 规范性引用文件 111
3 电动机正常运行规定 112
4 电动机的运行操作、监视 114
5 电动机异常及事故处理 116

第一章 发电机运行规程

1 主题内容与适用范围
本规程规定了＃1、2发电机的许可运行方式、操作、监视、维护、异常运行及事故处理的规则。规程中有关发电机氢、水及密封油系统的条文，只是考虑发电机运行基本条件而设置的，有关发电机氢、水及密封油系统的运行数据、监视、维护、操作及事故处理等应执行汽机专业编制的规程执行。
本规程适用于＃1、2发电机的运行技术管理。
本规程适用于生产管理人员及运行人员。

2 规范性引用文件
下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡注日期的应用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本规程。凡是不注日期的引用文件，其新版本适用于本规程。
DL 408－91 电业安全工作规程
汽轮发电机运行规程 国电发【1999】579号
防止电力生产重大事故的二十五项重点要求 国电发【2000】589号
设备制造厂家技术规范

3 发电机许可运行方式
3.1 额定运行方式
3.1.1 发电机按照制造厂铭牌及技术规范规定参数下的运行方式称为额定运行方式，发电机可以在这种方式长期连续运行。
3.1.2 发电机在额定参数下运行，最高允许监视温度应根据温升试验结果确定，现场没有做温升试验前，最高允许监视温度应低于制造厂的规定允许值。
3.2 正常运行规定
3.2.1 发电机的运行电压和频率规定
3.2.1.1 发电机定子电压允许在额定值±5%范围内变动，此时定子电流可在额定值±5％范围内变化，当功率因数为额定值时，其额定容量不变，即定子电压在该范围内变动时，定子电流可按比例相反变动。发电机运行中定子电压最高不得超过额定值的110％,最低不得低于额定值的90％。但当发电机电压低于额定值的95%时，定子电流长期允许的数值不得超过额定值的105%。
3.2.1.2 发电机额定负荷时运行电压变动范围在额定电压20 KV的±5%内，频率变动范围在－5%～＋3%。
3.2.1.3 当功率因数为额定值时，电压变化范围不超过±5%和频率变化范围不超过－2%～＋2%时，发电机允许连续输出额定功率。当电压变化范围不超过±5%和频率变化范围不超过－5%～＋3%时，发电机也允许输出额定功率，但每年不超过十次，每次不超过8小时。
3.2.2 发电机的功率因数规定
3.2.2.1 发电机的功率因数一般不宜超过迟相0.95。若励磁装置在自动电压调节方式且电网有电压调节需要时，功率因数可适当提高，必要时进相运行。
3.2.2.2 发电机可以降低功率因数运行，但转子电流不允许超过额定值；当功率因数增大时，发电机视在功率不能大于额定值。
3.2.2.3 发电机能在额定功率因数至功率因数0.95（进相）范围长期连续运行，具体进相能力由进相试验确定。
3.2.3 发电机在正常运行时，定子三相电流应相等，不平衡电流及负序电流不允许超过额定值的10%，且最大一相电流不大于额定值，此情况下允许长时间运行。
3.2.4 发电机的过负荷规定
3.2.4.1发电机须具有一定的短时过负荷能力。从额定工况下的稳定温度起始，能承受1.3倍额定定子电流下运行至少一分钟。允许的电枢电流和持续时间（直到120秒）如下：

时间（秒）
10
30
60
120
定子电流（%）
226
154
130
116
表 1

同时，在额定工况稳定温度下，发电机励磁绕组能在励磁电压为125%额定值下运行至少一分钟，允许的励磁电压与持续时间（直到120秒）如下：

时间（秒）
10
30
60
120
励磁电压（%）
208
146
125
112
表 2
3.2.4.2运行监督要求：
a）当发电机的定子电流过负荷时，电气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，按照规程的规定，在允许时间内，可以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，以及功率因数进相。如果减少励磁电流仍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，使定子电流降低到额定值以内。
b）发电机强励时转子电压为2倍额定转子电压，发电机强励时间为10秒。
c）发电机在系统事故过负荷情况下，发电机各部分温度按运行规定要求不得超过额定值。派人到现场检查一次回路和各部温度情况，如有异常立即汇报处理。
3.3 发电机冷却系统运行规定
3.3.1 发电机内冷水系统运行规定
3.3.1.1 发电机内冷水质应符合以下规定：
a） 水质透明纯净，无机械混杂物；
b） 电导率：0.5 μs／cm～1.5 μs／cm；
c） PH值：7.0～9.0；
d） 硬度：≤2微克当量／L（2 μgE／L）；
e） 含氨量（NH3）：微量。
3.3.1.2 发电机内冷水额定进水温度范围为45℃～50℃， 低于42℃或高于53℃均将报警。
3.3.1.3 当进水温度不超过50℃时，定子线圈温度应不大于90℃.当发电机定子线圈出水温度达到85℃或定子线圈温度达到90℃时，温度巡测仪将报警；如定子总进出水管的冷却水温升超过31℃，汽机DEH中的ATC将自动监视报警。此时值班人员应采取措施，使温度降至报警值以下，并尽快分析和查明报警原因，必要时，安排停机检查处理。
3.3.1.4 在负荷大于75％额定值时，如同一种水路其线棒层间测温元件或出水测温元件相互间温度差异达10℃时，温度巡测仪报警并应加强监视，此时可降低负荷，立即联系检修检查测温元件。如果温度继续上升，温差达到14℃，为避免发生重大事故，则应立即解列检查、停机检修，进行反冲洗。在低于75%额定负荷运行时各线棒层间或出水温度偏离其平均值达6℃时报警。
3.3.1.5 发电机额定条件下冷却水流量55 m3／h， 冷却水进水压力0.1～0.2 MPa。定子水温应高于冷氢温度3℃以上，水压低于发电机氢压0.05 MPa～0.1 MPa。
3.3.1.6 定子绕组断水允许运行时间30s，如30s后内冷水不能恢复，则发电机断水保护动作跳闸，否则立即手动解列发电机。
3.3.2 发电机氢系统运行规定
3.3.2.1 发电机额定运行氢压0.31 MPa，最高允许氢压0.35 MPa。当氢压降至0.285MPa时，应手动补氢。
3.3.2.2 发电机额定运行氢气纯度98%，最小不低于95%。在额定氢压时，氢气湿度机内氢气露点不大于－5℃不低于－25℃；氢气泄漏量不大于8m3／d（折算成标准气压）。
3.3.2.3 当额定工况下，氢压为0.31 MPa，功率因数为0.85，1／8氢冷却器退出运行时允许带90％额定负荷两个不在同一角的氢冷却器退出运行时,允许带80％额定负荷;两个在同一角的氢冷却器退出运行时，允许带60％额定负荷; 当氢冷却器有5％冷却管子堵塞时，发电机能保持额定功率（容量），而不超过允许温升。
3.3.2.4 发电机冷氢额定温度为46℃，最低40℃，最高48℃，报警温度为50℃。运行中各台氢冷却器相互间的出风温度应均衡，各冷却器出风温差不应超过2℃。
3.3.2.5 定子铁芯的温升限额为：在冷氢温度低于46℃时，定子铁心温升不大于74℃。即冷氢温度在46℃及以上时，定子铁芯限额温度不大于120℃。
3.3.2.6 氢冷却器进水压力不得超过0.8 MPa，进水温度一般不允许超过35℃。若超过35℃，而发电机冷氢温度、定子铁芯温升不超过规定值时，可降低负荷运行。此时，应加强对发电机冷氢温度、定子铁芯温度的监视。

4 发电机励磁系统规定
4.1 发电机励磁系统许可运行方式
4.1.1 发电机采用广州电科院生产的EXC9000型自并励静止励磁调节系统，设有过励磁限制、过励磁保护、低励磁限制、电力系统稳定器、V／H限制及保护、转子过电压和PT断线闭锁保护等单元。为双微机三通道调节器，具有独立的数字/数字/模拟三通道， A、B通道为自动通道， C通道为手动通道。三通道以主从方式工作，正常方式为A通道运行、B通道备用，B通道及C通道自动跟踪A通道。A通道运行时，也可人工选择C通道做为备用通道，但正常时选B通道为备用通道。B通道运行时，默认C通道为备用通道。A 通道不做备用通道，当A通道出现故障时，自动切换到备用通道运行。当B通道投入运行后出现故障，自动切换到C通道运行。C通道运行时无备用。
4.1.2 励磁系统的可控硅整流装置具有必要的备用容量，功率整流装置并联支路数等于3。当有1支路退出运行时，满足发电机强励和1.1倍额定励磁电流运行的要求；当有2支路退出运行时，满足发电机额定负荷运行要求。该整流柜具备智能均流功能，保证均流系数大于97％。运行中需退出某一整流柜时，只需合上该整流柜的QF5“闭锁触发脉冲”开关。
4.1.3 整流装置冷却风机有100%的备用容量，在风压或温度升高时，备用风机能自动投入，以保证整流装置工作在允许的温度范围内。整流装置的通风电源设置两路，并可自动切换。任一台整流柜故障或冷却风机、冷却电源故障，发出报警信号。
4.1.4 励磁控制
4.1.4.1 启励
正常启动前，确认励磁装置的各电源均已正常投入，检查各功率柜QF5“闭锁触发脉冲”开关断开，检查调节器、功率柜、灭磁柜状态正确。调节器默认起励方式为正常升压方式。
a） 零起升压：先进入调节柜人机界面“画面选择→运行方式设置”画面，将“零起升压”设为投入，检查“模拟量监测/A(B)套模拟量/”画面下的“A(B)套Ugd”为10%；远控合上灭磁开关，发“启励”指令，AVR自动建励，机端电压升至2kV，然后手动加励磁，调节机端电压至额定值。
b） 正常升压：远控合上灭磁开关，发“启励”指令，AVR自动建励，机端电压升至额定值。
4.1.4.2 灭磁
机组正常解列后，发“灭磁”指令，启动整流桥逆变灭磁。故障时，直接跳灭磁开关，使转子磁场能量经灭磁电阻释放。
4.1.4.3 AVR调节模式设置
可设置四种调节模式：恒机端电压（自动）、恒励磁电流（手动）、恒无功功率、恒功率因数。缺省方式为：恒机端电压运行方式。
4.1.4.4 AVR人为励磁调节几种情况：
a） 恒机端电压运行时，手动增／减磁命令是人为改变发电机的电压给定在空载时，此操作改变发电机电压；在负载时，此操作改变无功功率。当限制功能动作时，相应的限制将使增／减磁命令无效。
b） 恒无功、恒功率因数方式时，手动增／减磁命令是人为改变发电机输出的无功功率或功率因数，使其恒定在给定值运行。
c） 恒励磁电流方式运行时，手动增／减磁命令是人为改变磁场电流给定。在空载时，此操作改变发电机电压；在负载时，此操作改变无功功率。发电机不得在恒励磁电流方式长时间运行。在恒电流方式下，操作须谨慎，不得超过发电机和励磁的限制，发电机功率因数不得大于迟相0.95，注意：此方式下限制器不会动作。
4.1.4.5运行中励磁屏柜的人机界面仅用于参数查看和故障查看。特殊情况下需到励磁屏柜的人机界面上操作时，仅限于进行某些功能的投退和整流柜冷却风机的起停操作，严禁进入参数设置、参数校准等菜单。严禁在运行中将“整流/逆变”方式开关切“逆变”方式。
4.1.5 励磁变压器采用室内干式变压器，铜绕组，绝缘等级为F级，按自然冷却设计、考核，运行最大温升不超过100 K，另外加装风扇。满足发电机最大连续输出容量下强励及发电机各种运行工况的要求。
4.1.6 日常检查：励磁调节柜上“远控/近控”方式开关在“远控”，“整流/逆变”方式开关在“整流”。调节器A 套和B 套工控机开关量I/O 板上DO#4 “运行”灯闪烁，人机界面上的通讯指示灯正常闪烁，调节器选择A 套运行、B 套备用，且A、B 套都处于自动方式。前面板上“A通道运行”、“B 通道备用”指示灯亮，人机界面上的“自动”指示灯点亮。
4.1.7 发电机的自动励磁调整装置若需要退出，必须经中调同意。

5 发电机日常维护操作
5.1 发电机测量绝缘的规定
5.1.1 发电机在起动前或停机后，应测量发电机及励磁回路各部分绝缘电阻值，并记入绝缘记录簿。
5.1.2 发电机如果电气回路无工作，且停机时间不超过120小时，启动前可不测绝缘电阻，但停机后必须测量，以便与上一次阻值相比较。
5.1.3 定子通水状态下，用发电机专用绝缘仪测定定子绕组绝缘，吸收比R60／R15≥1.3 ，阻值与上次比较不应低于上次的1／3～ 1／5。
5.1.4 发电机转子绕组绝缘用500 V绝缘仪进行测量，其绝缘电阻大于10 MΩ。
5.1.5 禁止用绝缘仪对微机调节柜、整流柜测量绝缘电阻，如必须测量时由检修人员进行，并采取相应的措施，以防有关设备损坏。对励磁变低压侧测量绝缘电阻时，应先将整流桥交流进线电源闸刀断开。
5.2 发电机启、停的规定
5.2.1 发电机启动前检查进行如下项目检查：
5.2.1.1 检查无影响机组启动的工作票，无妨碍机组启动的安全措施；
5.2.1.2 检查发变组系统各部完好，无杂物，无妨碍送电物，设备及小间门已关闭；
5.2.1.3 检查发电机氢气压力、纯度、湿度合格，氢气冷却器运行正常；
5.2.1.4 检查发电机内冷水压力、纯度、流量合格；
5.2.1.5 检查发电机封闭母线微正压装置运行正常；
5.2.1.6 检查继电保护及自动装置符合投运条件；
5.2.1.7 按5.1条规定测量发电机各部绝缘合格。
5.2.2 发变组启动前试验项目：
5.2.2.1 空载特性试验（根据需要）；
5.2.2.2 短路特性试验（根据需要）；
5.2.2.3 发电机断水保护试验；
5.2.2.4 整体气密性试验（根据需要）；
5.2.2.5 主开关，励磁开关，6 kV工作、备用电源开关拉、合闸试验；
5.2.2.6 柴油发电机联动试验；
5.2.2.7 UPS电源切换试验；
5.2.2.8 主变、高厂变、启备变冷却器电源切换试验；
5.2.2.9 机组大连锁试验。
5.2.3 发变组恢复备用规定
5.2.3.1 投入发变组A、B、C屏的直流电源及电压空开，保护装置正常；
5.2.3.2 检查发变组保护柜压板投入正确；
5.2.3.3 检查发变组出口开关在分闸状态，气、油压正常，控制空开及汇控柜各小开关合闸完好，合上发变组220kV母线刀闸；
5.2.3.4 投入主变、高厂变、励磁变冷却器，检查冷却器运行方式正确；
5.2.3.5 合上主变中性点接地刀闸；
5.2.3.6 发电机出口PT、高厂变分支PT正常投入；
5.2.3.7 检查封闭母线微正压装置运行正常。
5.2.3.8 将6 kV工作电源进线开关摇至“试验”位置，取下其操作电源；
5.2.3.9 励磁系统恢复备用，合上励磁系统进线柜内交流刀闸。
5.2.4 发变组并网规定
5.2.4.1 发电机同期装置为深圳智能设备开发有限公司的SID-2CM型发电机线路复用微机同期装置。发电机正常采用自动准同期方式并网，主值操作，单元长监护；除极热态启动时升压方式为正常升压外，其余情况均采用零起升压方式。手动准同期并网方式只有当自动同期故障时，经厂部批准，由单元长操作值长监护。
5.2.4.2 机组大修后或发变组一次回路有拆、接线工作时，并网前应进行核相工作；
5.2.4.3 发电机、系统电压二次回路有变动或同期回路有工作时，应在假同期试验正常后，方可并网。
5.2.4.4 发电机并网条件
a） 发电机与系统电压基本一致或发电机略高于系统电压，但不应超过10%；
b） 待并发电机的频率与系统频率差不大于0.125Hz；
c） 发电机与系统电压相位差不超过10°。
5.2.5 发电机自动准同期并网操作规定
5.2.5.1 检查确认发变组已恢复热备用，无异常报警信号。
5.2.5.2 发电机并网前应征得调度同意。
5.2.5.3 检查发电机转速为3000 r／min。
5.2.5.4 检查主变高压侧中性点接地刀闸在合闸位置。
5.2.5.5 检查AVR控制方式在“自动”，确定AVR的起励升压方式。
5.2.5.6 检查发电机同期屏内“手动/自动选择开关”在“自动”位。
5.2.5.7 合上灭磁开关，发 “起励”令，检查发电机建励成功，调节发电机电压至20 kV，检查发电机定子三相电流平衡，为主变空载电流和发电机自励磁电流约50 A左右。
5.2.5.8 检查发电机空载励磁电压、电流正常（发电机额定空载励磁电压113V、额定空载励磁电流987A），发电机零序电压、负序电流约为零。
5.2.5.9 在DCS中选择“同期控制”，点击“投入”，联系投入DEH画面的“自动同期”，检查自动准同期装置电源投入指示灯亮。
5.2.5.10 检查自动准同期装置自动调节发电机频率、电压正常。
5.2.5.11 查220 kV发变组出口开关自动合闸良好，并复位该开关。
5.2.5.12 发电机定子三相电流正常，机组负荷自动升至初负荷15 MW左右，调节励磁无功。
5.2.5.13 复位自动准同期装置并退出。
5.2.5.14 发电机并网后，根据调度要求进行220 kV主变中性点接地刀闸的倒换操作，并应详细检查发变组一次系统；二次回路根据一次系统方式进行相应的调整、切换。
5.26 发电机手动准同期并网操作规定
5.2.6.1 检查确认发变组已恢复热备用，无异常报警信号。
5.2.6.2 发电机并网前应征得调度同意。
5.2.6.3 检查发电机转速为3000 r／min。
5.2.6.4 检查主变高压侧中性点接地刀闸在合闸位置。
5.2.6.5 检查AVR控制方式在“自动”，确定AVR的起励升压方式。
5.2.6.6 检查发电机同期屏内“手动/自动选择开关”在“手动”位。
5.2.6.7 合上灭磁开关，发 “起励”令，检查发电机建励成功，调节发电机电压至20 kV，检查发电机定子三相电流平衡，为主变空载电流和发电机自励磁电流约50 A左右。
5.2.6.8 检查发电机空载励磁电压、电流正常（发电机额定空载励磁电压113V、额定空载励磁电流987A），发电机零序电压、负序电流约为零。
5.2.6.9 按下同期装置屏上“启动同期”按钮，检查自动准同期装置电源投入指示灯亮，同步表显示正确，联系投入DEH画面的“自动同期”。
5.2.6.10 在同期屏手动调节发电机频率、电压正常，检查#1发电机同期屏同步表“压差”、“频差”灯不亮。
5.2.6.11 当同步表指示约10秒转一圈，且相角为-10~-15度时，按下“手动合闸”按钮，查220 kV发变组出口开关自动合闸良好，并复位该开关。当同步表出现转动太快、跳动、停滞、逆时针转动等现象时，禁止合闸。
5.2.6.12 发电机定子三相电流正常，机组负荷自动升至初负荷15 MW左右，调节励磁无功。
5.2.6.13 退出准同期装置。
5.2.6.14 发电机并网后，根据调度要求进行220 kV主变中性点接地刀闸的倒换操作，并应详细检查发变组一次系统；二次回路根据一次系统方式进行相应的调整、切换。
5.2.7 发电机并网后规定
5.2.7.1 发电机并网后即带5% 初负荷，注意调整发电机无功，投入氢气冷却器。
5.2.7.2 发电机并网后及时退出发电机误上电保护、启停机保护压板，投入发变组保护跳母联开关和启动失灵压板。检查主变、高厂变冷却器运行情况。检查安稳装置主机屏上相应机组允切压板和从机屏上的机组跳闸出口1、2压板放上；
5.2.7.3 发电机并网后按汽机负荷曲线增加有功；
5.2.7.4 发电机并网升负荷过程中，应注意监视发电机定子冷却水系统、氢气冷却系统以及定、转子铁芯温度的变化情况；
5.2.7.5 及时记录发变组并网后的各参数；
5.2.7.6 机组稳定运行后，负荷为50～70 MW左右时，应将6 kV厂用电倒为工作电源。
5.2.7.7 机组运行正常后，根据值长令，将AVC下位机屏的相应机组控制方式切至“投入”，放上机组增磁、减磁压板，在DCS发电机励磁画面点击“AVC”按钮，弹出界面选择“允许检查AVC调节发电机励磁正常。
5.2.8 发电机的解列、停机规定
5.2.8.1 发电机解列前根据值长令在DCS发电机励磁画面点击“AVC”按钮，弹出界面选择“复归”，将AVC下位机屏的相应机组控制方式切至“退出”，取下机组增磁、减磁压板；
5.2.8.2 负荷为50～70 MW左右时应将6 kV厂用电倒为备用电源运行，退出6 kV厂用快切装置；
5.2.8.3 发电机解列前应投入主变中性点接地刀闸；
5.2.8.4 发电机正常解列，将有功负荷降至最低值，汽机打闸，发电机程序逆功率动作，检查发电机出口开关自动断开，灭磁开关联跳，检查发电机电压、电流、励磁电压为零。
5.2.8.5 发电机停运解列后应将发变组220 kV母线侧刀闸拉开，6 kV工作电源进线开关拉至“试验”位置。
5.2.8.6 发电机停机后应检查主变、高厂变冷却器停运。
5.2.8.7 发电机解列后投入发电机误上电保护、启停机保护压板，退出发变组保护跳母联开关和启动失灵压板。
5.2.8.8 发电机停机后氢气冷却器应退出运行。
5.2.8.9 发电机停机后按规定测量发电机各部绝缘合格，并做好记录。
5.3 发电机正常运行中的监视、调整规定
5.3.1 发电机正常运行中监视各参数在规定值范围内运行；
5.3.2 发电机正常运行中监视各部温度、温升在规定值范围内；
5.3.3 发电机调整负荷时应注意电压、电流、有功、无功之间联系，考虑其相互影响；
5.3.4 发电机每班重点进行如下项目检查：
5.3.4.1 发变组保护装置运行正常；
5.3.4.2 发电机滑环表面无变色、过热现象，其温度不大于120℃，碳刷无冒火、卡涩、过短现象，接轴及接地碳刷接触良好；
5.3.4.3 励磁系统各监测装置显示正常，各功率柜输出电流应平衡，冷却风机运行正常；
5.3.4.4 励磁回路无过热现象；封闭母线微正压装置运行正常，外壳温度正常；
5.3.4.5 励磁变压器、发电机中性点变压器运行正常。
5.3.4.6 各在线检测装置（氢气湿度仪、纯度仪、绝缘过热检测装置、局部放电监测装置）运行正常。
5.3.5 每日由化学专业对发电机氢气纯度、湿度进行分析；
5.3.6 每月进行一次发电机实际漏氢量测试；
5.3.7 每月定期对发电机滑环进行吹灰。
5.4 在运行中发电机滑环上工作规定
5.4.1 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；工作时应穿工作服，禁止穿短袖衣服或把衣袖卷起来。衣袖要在手腕处扣住。女工还应将辫子或长发卷在帽子里。
5.4.2 工作中不得同时接触不同极性的导体，或一处触及导体一处触及接地部分。
5.4.3 更换碳刷时，应确认其它碳刷接触良好，不得两人同时进行；运行中一次更换碳刷数量不得超过碳刷总数1/4（启动前更换不在此限制范围内）；新旧碳刷型号应一致，新碳刷和滑环接触面在80%以上，新碳刷应事先研磨好，不允许把碳刷放在刷握内用加大压力的方法在滑环上研磨；
5.4.4 励磁系统一点接地时，未经值长批准，滑环上不允许工作。
5.5 发电机附属设备
5.5.1 发电机绝缘过热监测装置
5.5.1.1 发电机配有FJR-ⅡA型发电机绝缘过热监测装置，当发电机运行中发生局部过热，导致绝缘材料受热分解，分解产物被氢气带入监测装置，使电离电流大幅度下降。故电离电流正常在100%~125%，降低到75%报警。此时结合其它检测情况综合判断，提早采取相应措施，防止故障扩大。
5.5.1.2 发电机绝缘过热监测装置尽量随同发电机一起进行气体置换，严防油进入监测装置，否则将造成装置无法工作。投入时先开进、出口一次门、排污门，排尽进、回氢管中油污，关闭排污门，再缓慢打开装置进、出口二次门；退出时先关进、出口二次门，再关一次门。
5.5.1.3 发电机绝缘过热监测装置报警后，及时通知专业维护人员打印故障曲线供分析，检查装置内有无油、氢气流量，检查发电机的湿度、风温及各温度测点，启动装置过滤器看电离电流是否有大的增加（如增加则说明系氢气内含杂质导致误报）。确认故障存在后，停运装置取下取样管，送厂家做色谱分析。
5.5.1.4 绝缘过热故障是一个逐渐发展的过程，注意报警频次和数据的记录，供分析判断。
5.5.1.5 发电机绝缘过热监测装置内有放射源，如发生污染不能使用，必须通知厂家处理，不得自行拆卸。装置报废时，通知厂家回收。
5.5.2 发电机局部放电在线监测装置
5.5.2.1我司发电机配备W-PD60型发电机局部放电在线监测装置，在发电机机端三相出线处装设局部放电检测设备，装置对检测到的局部放电进行过滤、处理，当发生绝缘损坏时，及早报警，尽早安排检修，避免事故扩大。
5.5.2.2 发电机局部放电在线监测装置启停由电气维护人员操作。
5.5.2.3 发电机局部放电在线监测装置报警后，及时通知专业人员分析。
6 发电机异常运行及事故处理
6.1 发电机异常运行和事故处理基本原则
6.1.1 发电机事故处理原则
6.1.1.1 发电机发生事故时，应根据保护动作和自动装置动作情况，迅速查明整个电气系统运行状态，依据保人身和设备安全的原则进行处理。在对系统运行方式不清楚的情况下，不得盲目处理，防止事故扩大；
6.1.1.2 事故情况下，迅速隔离故障点，保证厂用电的正常运行或尽快恢复厂用电运行；
6.1.1.3 事故情况下，应密切监视保安电源及直流系统状况，了解发展趋势；
6.1.1.4 应有专人详细记录事故发生的时间、现象、保护动作情况、及事故操作；
6.1.1.5 事故发生时不得人为干预保护、自动装置、事故记录仪的工作，不得修改和删除任何记录。
6.1.2 发电机发生如下情况之一，应立即解列、停机。
6.1.2.1 发电机内有摩擦声、撞击声或振动突然增大超过厂家规定值时；
6.1.2.2 发电机机壳内氢气发生爆炸或冒烟着火时；
6.1.2.3 发电机出线套管、中性点接地装置内有氢气泄漏侵入发生爆炸或冒烟着火时；
6.1.2.4 发电机内部故障保护装置或开关拒动时；
6.1.2.5 发电机外部发生长时间的短路故障保护未动作，发电机定子三相电流表指针到刻度最大极限位不下降，定子电压剧烈降低无法维持且发电机后备保护拒动时；
6.1.2.6 汽轮机发生危险时；
6.1.2.7 发电机出线侧PT、避雷器或中性点接地装置着火冒烟威胁到机组安全运行时；
6.1.2.8 励磁系统发生两点接地并伴有发电机剧烈振动，转子电流急剧增加超过额定值；
6.1.2.9 发电机发生失磁引起系统振荡，无法消除；
6.1.2.10 发电机定子线圈引出线侧漏水并伴随有发电机定子接地现象，且发电机定子接地保护拒动时；
6.1.2.11 发电机额定负荷发生内冷水断水已达30秒钟而不能恢复供水，且发电机断水保护拒动时；
6.1.2.12 发电机密封油中断，且不能迅速恢复;
6.1.2.13 发生危及人身安全和设备安全的其它事故。

6.1.3 发电机发生如下情况之一，应申请停机。
6.1.3.1 发电机无保护运行短时无法恢复；
6.1.3.2 发电机某部分温度、温升超过允许值，经采取措施无效；
6.1.3.3 发电机转子电流超过额定值，而无功功率较低，判断为转子匝间短路；
6.1.3.4 发电机氢压无法维持；
6.2 发电机异常运行现象及处理
6.2.1 发电机定子电压、频率异常：
6.2.1.1 发电机定子电压异常：
a）辅以220kV母线电压、高厂变6kV分支电压等参数综合判断，确认电压测量正确，如为PT故障，按相关规定处理；若为励磁系统故障引起发电机电压异常，按励磁调节器故障有关规定处理。
b）机端电压高于额定值的10%（22 KV）时，应降低励磁，若过电压保护动作，按跳机处理；机端电压达130%，保护拒动时立即手动解列。过电压未到保护动作值，手动调整励磁、降低定子电压；
c）若机端电压低于额定值的10%（18 KV）时，尽可能增加无功出力，必要时根据电网情况可适当降有功负荷，以便多发无功；当电压过低影响厂用电运行时，6kV工作段宜倒换为备用电源运行，通过调节有载调压装置保证厂用电正常运行；
d）经以上调整仍不能恢复到规定范围内时，应汇报值长联系调度处理。
6.2.1.2 发电机频率异常：
a） 发电机频率高于50.2 HZ时，应汇报值长，联系调度降低机组出力。
b） 发电机频率低于49.8 HZ时，应汇报值长联系调度，提高机组出力至频率正常或出力加至最大。
c）调整机组出力操作时由机组监盘人员进行，电气值班人员监视母线电压、频率，尽可能调整到规定的范围内运行，并不得阻碍一次调频动作。
6.2.2 发电机定子线圈和铁芯温度、转子温度、进出风温度或温升不正常：
6.2.2.1 发电机定子线圈出水温度或温升不正常升高，应着重检查内冷水压力是否降低、流量是否减少、内冷水冷却水是否正常。当超过允许值时，应根据系统电压或频率情况，降低无功或有功负荷。
6.2.2.2 发电机定子铁芯、转子温度或温升不正常，应着重检查氢压是否过低，冷却水压力、水温是否正常，三相电流是否平衡。
6.2.2.3 定子线棒最高与最低温度间的温差或定子线棒引水管出水温差达10℃时，应加强监视并查明原因，此时可降低负荷。一旦定子线棒温差或定子线棒引水管出水温差达14℃，或任意定子槽内层间测温元件温度超过90℃或线棒引水管出水温度超过85℃时，在确认测温元件无误后，应立即停机，进行反冲洗及有关检查处理。
6.2.3 发电机转子过负荷：
6.2.3.1 现象：
a） AVR可能会出现“过励限制”信号；
b） CRT出现“转子过负荷”信号；
c） 发电机无功功率读数值升高，发电机定子三相电流读数值升高。
6.2.3.2 处理：
a） 若由系统引起时，可按规定值进行监视；
b） 若因强励动作引起，10秒钟后应自动排除强励，否则手动将其减至正常值。当故障消除后应复归信号，对励磁回路全面检查；
c） 若因AVR装置自动励磁调节回路故障引起，应立即切换AVR调节通道，调节发电机定转子电流至正常值，并及时联系检修人员进行解决处理。
6.2.4 发电机定子过负荷：
6.2.4.1 现象：
a） 发电机定子电流超过额定值，CRT出现“对称过负荷” 信号；
b） 转子电流、电压可能超过规定值；
c） 发电机定子电压、频率可能都有会降低。
6.2.4.2 处理：
a） 若由系统引起的可按规定严密监视表计，特别是各部分温