天钢煤气发电电气设备操作规程.docx

天钢联合特钢煤气发电电气设备操作规程

主题内容与适用范围：
本规程规定了天津天钢联合特钢煤气发电厂2台30MW发电机组高压、低压系统、变压器、低压电机和直流盘的操作标准，适用于天津天钢联合特钢煤气发电公司2台30MW发电机组高、低压系统、变压器、低压电机和直流盘的操作。

一、1#（2#）30MW发电机电气设备操作规程

1、 发电机及发电机母线10kV系统：（一次系统图见附图）
1.1概述：10kV发电机母线分两段：发电机Ⅰ、Ⅱ段母线，采用单母分段接线。正常情况下两段母线分段运行。两台机组分别接入两段母线。1#、2#发电机母线各引一路出线分别接入带钢650、600两高压室10kV母线段上网，上网线路兼做电厂的启动/备用线路。
1.2发电机Ⅰ段母线所带设备：1#30MW发电机出线1AH01；10kV发电机母线Ⅰ段PT 1AH07；1#3#循环水泵（280kW）1AH10、1AH11；1#3#给水泵（800kW，3#给水泵带变频控制）1AH09、1AH06；1#炉1#、2#引风机（250kW带变频控制）1AH04、1AH05；1#厂用变（1000kVA）1AH03。1#发电机经高速开关和电抗器（二者并接），再经1#发电机出线1AH01接在Ⅰ段10kV系统母线上。系统上网电能经1#上网线路开关柜1AH02送至600带钢高压配电室10kV母线上。
1.3发电机Ⅱ段母线所带设备：2#30MW发电机出线2AH12；10kV发电机母线Ⅱ段PT 2AH09；2#4#循环水泵（280kW）2AH06、21AH07；2#给水泵（800kW）12AH05；2#炉1#、2#引风机（250kW带变频控制）2AH04、2AH03；2#厂用变、备用厂用变（1000kVA）2AH10、2AH02。2#发电机经高速开关和电抗器（二者并接），再经2#发电机出线2AH12接在Ⅱ段10kV系统母线上。系统上网电能经2#上网线路开关柜2AH11送至650带钢高压配电室10kV母线上。
1.4发电机系统运行方式：发电机端电压为10.5KV，发电机母线采用单母分段接线。发电机出线断路器（1AH01、2AH12）作为并网开关，当发电机组并网发电运行时，向电网输送有功和无功电能；当系统出现短路故障时，高速开关瞬时动作，电抗器投入将带钢10kV系统及站内10kV系统短路电流控制在现有设备的开断能力范围内。10KV系统为中性点非直接接地系统，与并网的10KV系统中性点接地方式一致，发电机中性点采用中性点不接地方式。所有保护装置由北京紫光成套供货，综保带防跳回路，断路器本身不带防跳。

2 发电机同期并网点的设置：
2.1.本发电机系统并网点有四个，分别是同期点1：1#发电机出线1AH01断路器；同期点2：2#发电机出线2AH12断路器；同期点3：1#上网线路开关柜1AH02断路器；同期点4：2#上网线路开关柜2AH11断路器。
2.2 正常情况下，发电机并网可选择采用手动准同期和自动准同期并网方式，同期并网点为同期点1：1#发电机出线断路器（1AH01）；同期点2：2#发电机出线断路器（2AH12）；作为1#发电机、2#发电机同期并网点。同期点3（1#上网线路开关柜1AH02断路器）、同期点4（2#上网线路开关柜2AH11断路器）作为1#发电机、2#发电机系统的启动电源和发电机并网后的电能上网回路。
3 后台监控信号：
3.1 高压柜内各元件状态信号、各变压器信号均应接入微机综合保护继电器，并经微机综合保护继电器把各种信息通过网络送向微机监控后台
3.2 高压柜内各元件状态信号：断路器位置状态、手车位置状态、接地开关位置状态、就地/远方选择开关位置状态、弹簧储能信号。
4 高压系统运行方式：
4.1 当发电机检修或故障时，相应发电机出线断路器（1AH01或2AH12）处于“分断状态”。
4.2 当发电机向电网输出电能时， 1#上网线路开关柜1AH02断路器、2#上网线路开关柜2AH11断路器处于合闸状态。
4.3 发电机正常解列点为1#发电机出线断路器（1AH01）、2#发电机出线断路器（2AH12），事故解列点为1#上网线路开关柜断路器（1AH02）、2#上网线路开关柜断路器（2AH11）及带钢650、600联络断路器柜断路器。
5 送电前的准备工作：
5.1对有关人员安全教育，劳保穿戴要齐全，安全器械要齐备，防止人身和设备事故的发生，确保安全送电；
5.2送电前组织有关人员对电气系统做全面检查，保证各种装置处于完好状态；
5.3 收回工作班工作票，拉开接地刀闸和拆除临时警告牌，恢复常设安全标志。
5.4 检查开关柜，母线正常无异物，摇测各种绝缘合格。
5.5 确认操作电源正常。
6 励磁系统：30MW汽轮发电机励磁系统采用南京汽轮电力控制有限公司生产的DVR-2000B型微机励磁调节装置，它采用双通道热备用方式，即双通道并联运行方式。出现某通道故障，控制系统通过其自身软、硬件诊断系统及相互通讯，自动地将故障通道退出。该方式的优点在于从根本上避免了主\备方式下的切换与判断所带来的一系列问题，系统的可靠性要高。
6.1 就地操作开关说明
6.1.1 1QK：通道选择开关。正常运行时可以通过此开关进行通道间的切换，当选择通道A运行时、通道B则跟踪。当选择通道B运行时、通道A则跟踪。
6.1.2 2QK：就地/主控切换开关。当开关打到主控位置时，此面板上的所有切换、操作开关失效，所有励磁操作由主控对应的开关和按钮来实现。反之，如果2QK打到就地位置时，主控相应的操作开关失效。
6.1.3 3QK：手动/自动切换开关。手动励磁、自动励磁运行方式的切换开关。
6.14 4QK：方式选择开关。恒电压、恒无功、恒功率因数方式选择的切换开关。
6.1.5 5QK：减磁/增磁操作开关。为自复归开关，用来实现增减发电机的电压及无功。
6.1.6 6QK：通道投/退开关。 就地操作开关，选择通道A和通道B投入运行或通道A和通道B退出运行。
6.1.7 1QS：交流电源开关。机组达到额定转速，永磁发电机输出电压达到额定值时，合上该开关，永磁发电机向调节器提供工作电源。
6.1.8 2QS：直流电源开关。机组未运行时合上该开关，220V直流母线向调节器提供工作电源，也可用于调节器静态时的参数调整或其他试验。机组运行时，合上该开关，220V直流为调节器提供备用工作电源。
6.1.9 1KKA：通道A励磁输出开关。机组达到额定转速，调节器参数设定完成，机组具备投励时合上该开关。
6.1.10 1KKB：通道B励磁输出开关。机组达到额定转速，调节器参数设定完成，机组具备投励时合上该开关。
6.2励磁系统故障时，操作步骤
6.2.1当通道A 或者通道B故障或异常，发出报警信号时，运行人员应立即采取相应措施。如果发生了切手动，例如：过励限制，欠励限制，V/Hz限制等等，首先，操作增磁/减磁开关，将发电机调节到正常的运行状态下，其次操作手/自动选择开关切换到手动与当前的运行状态一致，如果发生了通道切换，则操作通道选择开关，与当前运行的通道位置一致。
6.2.2回到调节器前，先不要复归报警信号，先检查并记录面板显示的故障指示，观察显示屏上端的具体的故障显示并记录下来。
6.2.3进入故障通道菜单中的故障追忆子菜单，认真记录故障追忆里面所有本次发生故障显示的所有内容。上下键可以切换屏幕和故障记录。本故障追忆最多可以记录20次故障情况。
6.2.4进入故障通道的菜单中故障波形子菜单，进入该菜单后自动选中“NUM”菜单，光标闪烁，按上下键选择须观察的组别，这时最下面一行出现该组波形记录时间及故障类型，并记录。
6.2.5进入故障通道的菜单中事件记录子菜单，记录所有开关量的变位。记录总的数量为20个先进先出的原则。同时显示出该开关量是由分到合（0→1）还是由（1→0）。按上下键可以实现滚动显示。并记录。
6.2.6复归故障报警信号。
6.2.7故障处理。
6.2.8故障处理完毕，如果需要切回到原通道运行，一定要在跟踪正确后再切换，切换前要检查以下三个量是否两个通道基本一致。（a）电压给定值：UGR ，（b）励磁电流给定值：IFR，(c )触发角： ARF，以上三个量如果相差较大时，要继续等到跟踪基本一致，再进行通道切换。
6.2.9如果运行工况发生改变后，进行人工操作自动/手动切换时，也一定要等侯30秒～1分钟时间，进行方式跟踪。跟踪正确后才能保证无扰动切换。
6.2.10发生严重故障，造成停机，运行人员不要停掉调节器的直流工作电源。要联系检修人员，将故障数据和事件记录下来再做处理。
6.2.11当机组运行时，励磁柜旋转二极管故障报警灯亮，表示发电机整流盘的旋转二极管或快速熔断器有故障，先到励磁柜后面，打开柜后门，按下对应报警通道的旋转二极管故障信号复位按钮，如仍然报警就必须考虑立即停机检查，更换已损坏的旋转二极管或快速熔断器元件 ，防止故障扩大。

7 发电机概述： 2台30MW发电机组采用一台空冷式三相两极交流同步发电机，发电机型号：QFW-30-2C ，30MW，10.5kV，2062A，电能馈至带钢650、600，10kV母线。
7.1发电机技术参数
型号
QFW-30-2C
名称
同步汽轮发电机
额定功率
30MW
额定定子电压
10.5KV
额定容量
37.5MVA
转速
3000转/分
额定定子电流
2062A
接法
Y
功率因数
0.8滞后
频率
50HZ
相数
三相
额定励磁电流
424.6A
绝缘等级
F (使用等级B)
重量
70.35t
冷却方式
风冷
出厂编号
2013050136
出厂日期
2013年8月
制造厂
南京汽轮电机有限责任公司
交流无刷励磁机
型号
TFLW118-3000A
额定功率
118KW
额定电压
246V
额定电流
480A
励磁电压
48.5V
励磁电流
6.15A
转速
3000r/min
接线方式
Y
绝缘等级
F/F
制造厂
南京汽轮电机有限责任公司
永磁发电机
型号
TFY2.85-3000C
相数
1
额定容量
2.85KVA
励磁方式
PM
额定频率
400HZ
额定电压
190V
额定电流
15A
功率因数
0.9
绝缘等级
F
额定转速
3000r/min
防护等级
IP54
制造厂
南京汽轮电机有限责任公司

限流电抗器
型号
XKGKL-10-2500-14
相数
1
额定容量
2020KVar
励磁方式
PM
额定电感
1.02mH
额定电压
10KV
额定电流
2500A
实测电感
1.055mH
耐热等级
F
制造时间
2013年7月
总重
1190Kg
制造厂
山东哈大电气有限责任公司

7.2 发电机允许运行方式：
7.2.1 发电机在额定工作方式，各部分的温升如下：
定子绕组： 电阻温度计法 85K 转子绕组： 电阻法 90K
定子铁心： 电阻温度计法 80K 轴承允许温度： 温度计 65℃
汽轮发电机的空冷器进水温度不超过+33℃，冷却后空气温度不超过40℃。
7.2.2 当发电机运行中，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%情况下连续运行，保证输出额定功率。
7.2.3发电机在运行中若其功率因数与额定值有出入时，发电机负荷应调整到定子和转子电流不超过在该冷却空气温度下所允许的数值。
7.2.4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10%时，能连续运行。
7.2.5发电机在一般情况下不保证过载运行。
7.2.6发电机各部位的最低绝缘电阻
部位
阻值（MΩ）
测量方法
定子线圈对地及相间
100
按GB/T 20160规定执行
转子线圈对地
1.0
冷态（25℃）用500V兆欧表
检温计
1.0
冷态（25℃）用250V兆欧表
励端轴承
1.0
用1000V兆欧表

8 发电机的启动及并网
8.1 发电机在启动前的准备工作：
新安装或检修后的发电机在启动前的准备工作：检查、测量、试验。
8.1.1 发电机启动前的检查：
8.1.1.1 各部件的清洁状况及整机一次回路和二次回路的完好性。
8.1.1.2 检查发电机、励磁系统设备、出线连接设备、配电设备、保护设备、测量设备、和操作盘是否完好。
8.1.1.3 检查发电机滑环应光滑、整洁、电刷刷握完整，电刷能上下起落，压力均匀。
8.1.14 检查发电机油、水系统运行正常。
8.1.1.5 检查发电机灭火装置应良好，消防水管有水压。
8.1.1.6 收回一切工作票，拆除安全措施，并恢复常设遮拦和标示牌。
8.1.2 发电机启动前的测量：
8.1.2.1 发电机定子绕组、转子绕组的绝缘。
8.1.2.2 励磁机定子绕组、转子绕组的绝缘。
8.1.2.3绝缘电阻值应做好记录。 测量定子绝缘电阻应用2500V摇表测量，其值不低与上次测量的1/3-1/5，吸收比应大于1.3。 测量发电机励磁回路绝缘电阻应用500-1000V摇表，测量时，应将整流桥旋转二极管逐个短接起来，励磁回路全部绝缘电阻不应小于0.5MΩ，若低于以上数值时应及时采取措施加以修复。
8.1.3 发电机启动前的试验：
8.1.3.1 断路器及灭磁开关的跳、合闸试验。
8.1.3.2 断路器及灭磁开关的连锁试验
8.1.3.3 自动励磁调节器调整试验。
8.1.3.4 同期检定试验及假同期试验。
8.1.4 发电机开启前核实下列设备位置：
8.1.4.1确认1#（2#）发电机出线柜开关1AH01（2AH12）已摇到工作位置。
8.1.4.2 1#（2#）发电机出口断路器1AH01（2AH12）在断开位，合闸弹簧已储能，储能指示灯亮；发电机母线电压互器开关均在投入位置。
8.1.4.3投入发电机保护压板。
8.1.4.4发电机控制电源已合上。
8.1.4.5励磁系统正常，励磁系统所有开关均在断开位置。
8.1.4.6盘柜各指示灯信号灯指示正确。
8.1.4.7发电机冷却器在投入位置。
8.1.4..8发电机母线及发电机中性点的避雷器正常。
以上核对正确后，应立即报告调度，发电机已准备完毕，检查试验具备启动要求。
8.2 发电机的启动：
8.2.1 发电机的启动是从汽机侧操作开始的，发电机从开始冲转到额定转速需要一定的时间，以使汽轮机各部件均匀受热。
8.2.2 发电机、励磁机均有一定剩磁和残压，发电机一旦转动起来，即使转速很低，也认为发电机和其连接的各部件已带电压，不准在电气回路做任何工作。

8.2.3 当发电机升速时，应检查发电机、励磁机有无摩擦声，或其他不正常的现象，一旦发现立即报告，故障严重时立即停机。
8.2.4待发电机转速升到额定转速一半时，电气值班人员应进行下列检查：
8.2.4.1发电机、励磁机内部声音是否正常。
8.2.4.2轴承油温、振动及其他转动部分应正常。
8.2.4.3 励磁机端轴承座下面的绝缘垫，不应被金属短路。
8.2.4.4 检查发电机滑环和碳刷，是否因振动而有接触不良或跳动现象，如果发现立即消除。
8.2.4.5 检查发电机各部分温度以及冷却器的各种水门风门是否在规定的开关位置。
8.2.5 发电机经以上检查一切正常后，可继续升速。

8.3 发电机的升压：
8.3.1 发电机转速达到额定转速后应检查轴承温度和轴瓦温度，检查空冷系统的漏风情况。将发变组出口断路器摇到工作位置、将发电机互感器开关摇到工作位置。
8.3.2 升压操作：
8.3.2.1 当发电机转速达到3000r/min并平稳后，发电机具备升压条件。
8.3.2.2 恢复励磁装置在检修期间打开的各处接线，检查各电源开关处于切断位置。
8.3.2.3 将就地/主控选择开关2QK切换到“就地”位置。
8.3.2.4将通道投/退开关6QK放“退出”位置，
8.3.2.5自动/手动开关3QK放“手动”位置。
8.3.2.6合上调节器电源开关lQS，2QS使调节器上电。检查调节器背面两个开关是否在合的位置，电源指示灯是否正常。
8.3.2.7分别合上励磁输入开关1KKA、1KKB。
8.3.2.8检查调节器的两个液晶显示屏是否显示有故障报警信号，有故障则按“RST”键复位掉信号。
8.3.2.9将通道选择开关1QK切到通道A或通道B运行，将自动/手动开关3QK切到“自动”位置。待发电机转速升至额定转速时，将通道投/退开关6QK置“投入”位置，检查发电机端电压升至95%额定电压。（如是新机组第一次开机升发电机电压，需将自动/手动开关3QK至手动位置，用手动励磁方式建压。）
8.3.2.10用5QK减磁/增磁开关将发电机电压升至额定。（注意：自动模式与手动模式的相互切换，均需要等30秒～1分钟；通道A与通道B之间的切换前，须检查：电压给定值：UGR，励磁电流给定值：IFR，触发角： ARF，以上三个量如果不一致，要继续等到跟踪正确，30秒～1分钟后再进行通道切换）。
8.3.3 在升压过程中应检查：
8.3.3.1发电机励磁机的工作状态，震动是否正常，出口风温是否正常。
8.3.3.2 升压过程中监视转子电流、定子三相电压、核对发电机空载特性，以确定定子绕组、转子绕组和定子铁心有无故障，以及表计的正确性。
8.3.3.3 若励磁电流大、励磁电压低、定子电压较低，则励磁回路可能存在短路故障。
8.3.3.4 若额定电压下，转子电流较空载励磁电流显著增大，可能转子绕组有匝间短路或定子铁心片间短路。
8.3.3.5发电机三相定子电流应等于零。不等于零时，说明定子回路有短路，应减去励磁，将转换开关6QK打到退出位置，并进行检查。
8.3.3.6发电机三相电压应平衡。如不平衡应检查发电机引出线及电压互感器回路有无断路
以上检查正确，发电机的电压、频率都已达到额定值并无异常现象，即可进行并网操作。

8.4 1#(2#)发电机并网操作：（发电机第一次并网时应采用手动准同期）
8.4.1手动准同期并网
8.4.1.1检查发电机保护屏测控、同期屏上保护出口各压板已投入，检查发电机并网开关是否在工作位置。
8.4.1.2将发电机同期屏、测控屏背面的空气开关合上送电。
8.4.1.3检查发电机侧电压与系统电压相差相不超过±5%，发电机频率与系统频率相差不超过±2%。
8.4.1.4 将转换开关SB1(SB2)打到投入位置。
8.4.1.5 待1DEH （2DEH）允许同期信号灯HR1(HR2)灯亮后，进行手动同期操作。
8.4.1.5将手动/自动同期选择开关1TK(2TK)置于“手动”位置。
8.4.1.6 将手动同期调整开关1STK打到“粗调”位置。
8.4.1.7 调整发电机电压频率，通过手动增磁/减磁选择开关1ZK1(2ZK1)使发电机电压与系统电压相等。通过手动增频/减频选择开关1ZK2(2ZK2)使发电机频率与系统频率相等。
8.4.1.8当发电机的频率与电压接近系统频率与电压时，将手动同期转换开关1STK打至“精调“位置。
8.4.1.8将同期闭锁快关SB打到“ 同期闭锁”位置（即开关“退出”位置）。
8.4.1.9观察同期表无卡跳现象，观察同期表指针缓慢转至差5度至12点钟时，转动转换开关1KK（2KK）红灯亮发电机并网成功。
8.4.1.10将手动自动选择开关1TK(2TK)、手动同期调整开关1STK打至“切除”位置，将SB1(SB2)打到断开位置。
8.4.1.11进行合闸后全面检查，通知汽机“已并列”。通知调度发电机并网。
8.4.1.12通知汽机按照规定接待有功负荷，并密切注意无功负荷的变化，及时进行调整。（此时调节器在电压调节方式下运行）。
8.4.1.13当有功负荷稳定时，可将励磁调器上方式选择开关4QK打至“恒COSΦ”控制或打至“恒无功”控制。
8.4.1.14 为了防止非同期并列以下三种情况不能合闸：
8.4.1.14.1 同期表指针经过同期点时转速过快，说明发电机频率与系统频率相差较大，不能合闸。
8.4.1.14.2 同期表经过同期点时转速不稳有跳动，可能同期表卡涩，不能合闸。
8.4.1.14.3 同期表经过同期点的瞬间，也不能合闸，因为此刻以无导前时间，由于操作机构的延迟可能合在非同期点上。

8.4.2自动准同期并网
8.4.2.1检查发电机保护测控屏、同期屏上保护出口各压板已投入，检查发电机并网开关是否在工作位置
8.4.2.2将发电机同期屏、测控屏背面的空气开关合上送电。
8.4.2.3检查发电机侧电压与系统电压相差相不超过±5%，发电机频率与系统频率相差不超过±2%。
8.4.2.4 将转换开关SB1(SB2)打到投入位置。
8.4.2.5 待1DEH（2DEH） 允许同期信号灯HR1(HR2)灯亮后，进行自动同期并网操作。
8.4.2.6将手动/自动同期选择开关1TK置于“自动”位置。
8.4.2.7 按按钮QD1（QD2） 同期启动信号输入自动准同期装置。
8.4.2.8 自动准同期自动调整发电机电压频率，使发电机电压、频率与系统电压、频率相等。
8.4.2.9 在自动准同期情况下，同期装置能自调度节发电机旋转的电压、频率，一旦电压、频率和相位角满足并网条件，自动准同期装置将自动捕捉同期点能发出合闸脉冲，发出合闸指令，发电机并网成功。
8.4.2.10确认发电机并网成功后，红灯亮。
8.4.2.11将手动自动选择开关1TK(2TK)打至“断开”位置,将SB1(SB2)打到退出位置。
8.4.2.12进行合闸后全面检查，通知汽机“已并列”。通知调度发电机并网。
8.4.2.13通知汽机按照规定接待有功负荷，并密切注意无功负荷的变化，及时进行调整。（此时调节器在电压调节方式下运行）。
8.4.2.14当有功负荷稳定时，可将励磁调节器上方式选择打至“恒COSΦ”控制或打至“恒无功”控制。

9 发电机并网后接带负荷的规定：
9.1发电机并入电网后，在增加负荷前保留一部分无功负荷，其定子线圈可带30%额定电流，然后汽机在60分钟内均匀增加到额定电流，功率因数维持在0.8左右。如果是热态启机并网或事故情况下，急需增加负荷，则不受此限制。
9.2 避免功率因数进相运行，一旦出现立即增加励磁电流，防止出现震荡失步。
9.3发电机有功负荷增加速度按每分钟500kW均匀增加，但应符合汽轮机运行规定。
9.4 进行发电机的并列操作由一人监护，一人操作。
9.5 发电机的无功负荷的调整。调整励磁来改变励磁电流的大小 ，如果有功功率不变，增加励磁电流，功率因数会降低电压升高，无功负荷增加时发电机出力也稍有增加。反之，减少。

10 发电机解列与停机：
发电机组的停止运行包含解列、解列灭磁和停机三个层次，解列指仅断开发电机的出口开关，这时发电机可带厂用电运行。解列灭磁断开发电机的出口开关，同时断开励磁开关，此时汽轮机拖动发电机空转。停机是指在灭磁的同时关闭汽轮机主汽门，使发电机转速也降下来。
10.1向汽机联系减负荷，随着有功负荷逐渐降低，按减磁开关1ZK1(2ZK1)或在后台操作减磁或操作5QK将无功负荷减到最低近于零。
10.2观察发电机有功无功负荷降至零，将保护测控屏上转换开关3SA打到就地后将3SC打到跳闸位置（转换开关3SA打到远控后，在后台遥控跳闸），断开发电机同期并网开关,绿灯亮。
10.3按减磁开关1ZK1(2ZK1)或在后台操作减磁或操作5QK将发电机电压降到零。
10.4将6QK置于“退出”位置，
10.5切除1KKA、1KKB、lQS将调节器退出。
110.6断开发电机控制电源开关及发电机断路器摇到试验位置。
10.7退出发电机冷却系统。
10.8进行全面检查，记录相关数据。
10.9通知调度、汽机，发电机已解列。
10.10待发电机停转后，测发电机定子回路、转子回路的绝缘电阻，并作好记录。

11 发电机正常进行中的监视：
11.1 发电机正常运行的一般规定。
11.1.1发电机按照厂家铭牌规定的数据长期连续运行，称为额定运行方式，正常情况下，发电机不得超过铭牌出力运行，并定时记录各部分的温度及电压、电流、功率、频率、轴承油温、进出风温度、轴承的绝缘电阻、励磁回路绝缘电阻，以上参数不得超过其规定值。
11.1.2 发电机运行参数变动范围：
11.1.2.1 额定电压±5%，电流相应变化额定值±5%。
11.1.2.2 周波的变化范围±0.2HZ，当周波与额定值有偏差时，应适当调节发电机的有功负荷，以恢复正常周波。
11.1.2.3 发电机的力率一般不超过迟相的0.95，正常运行功率保持在迟相0.8运行。
11.1.2.4 发电机三相电流不平衡，最大一相和最小一相之差不得超过额定值的10%. 且最大一相不应超过额定值。
11.1.3 发电机运行中的检查：
11.1.3.1 发电机声音正常，振动不超过0.05mm，串轴不超过0.05mm。
11.1.3.2 进出口风温定子线圈，铁芯温度应正常。
11.1.3.3 通过窥视孔，检查定子的端部有无放电，线圈变形，发热变色现象。
11.1.3.4 定子回路绝缘良好，无接地现象.测量零序电流表应无指示，励磁回路绝缘良好，绝缘监察表无指示。
11.1.3.5 整流子与滑环电刷接触应良好，无过热 卡住及跳动现象。
11.1.3.6 断路器、避雷器、电流互感器支持瓷瓶有无破损，放电 接线松动和过热现象。
11.1.3.7 继电保护，信号装置，调节器各元件有无过热 各接线端子有无松动开焊接触不良现象。
11.1.3.8 在调整发电机有功无功负荷时，应注意其它参数的变化不得超过允许值。
11.1.3.9 励磁机电压、电流是否超过允许值，温度、声音是否正常。
11.2 发电机的温度监视：
11.2.1 发电机各部分温升及最大允许温度的规定。
部位
温升限值（℃）
温升极限（℃）
测量方法
定子线圈
85
105
电阻测量元件
定子铁心
80
105
电阻测量元件
转子线圈
90
130
电阻法
冷却器进水温度
33

温度计
发电机进风温度
40
55
温度计
轴承油温度
35～45
65
温度计
11.2.2 发电机正常运行冷却进风温度以空冷器不凝结水珠为限约20℃，当空冷器进水超过33℃，冷却气温高于40℃时，应相应减少定子和转子电流，同时加强定子线圈和铁芯温度监视，使其不超过允许值。
11.2.3 发电机出口风温度正常时，入口风温在25--30℃之间，出口风温在35-40℃之间，若温差显著增加，则表明发电机冷却系统不正常或发电机内部损失增加，应查明原因，采取措施，同时通报值长和调度。
11.2.4 当入口风温低于33℃时定子电流可相应增加增加的幅度规定如下：
11.2.4.1在35-30℃时，每降低1℃定子电流可增加额定值的0.5%。
11.2.4.2 在30-25℃时，每降低1℃定子电流可增加额定值的1%。
11.2.4.3 当入口风温低于25℃时，不允许定子和转子电流继续增加。
11.2.5 当入口风温高于40℃，发电机定子电流应相应降低：
11.2.5.1 风温在40-45℃时，每升高1℃应降低定子电流额定值的1.5%。
11.2.5.2 风温在45-50℃时，每升高1℃应降低定子电流额定值的2%。
11.2.5.3 风温在50-55℃时，每升高1℃应降低定子电流额定值的3%。
11.3 绝缘的监视：
11.3.1 发电机定子绝缘电阻在接近运行温度时（热态75℃）应不低于10MΩ，一般可在检查试验中仅在冷态下测量，使用1000～2500V摇表，绝缘电阻值应为热态下的5-10倍，绝缘吸收比R60／R15≥1.3。
11.3.2 转子线圈和励磁回路用500V摇表测量，绝缘电阻不应小于0.5MΩ，运行中励磁回路对地电压每班进行抽测，运行中转子绝缘计算公式。
ΜΩ=Ｒ内（V／（V1＋V2）－１）×10-6 ΜΩ：所求绝缘电阻值； Ｒ内：测量电压表内阻； V1＋V2："+"极和"-"极的对地电压； V：运行中励磁电压）。

11.3.3 测量的结果应同前一次测量值在相同温度下比较不低于1/3--1/5，否则说明绝缘不良，应设法消除，如不能，应报告值长，每次测量完毕做好记录。
12 发电机异常运行及事故处理:
12.1 事故处理的一般原则：
12.1.1 事故处理的主要任务：尽快限制事故发展，切除事故点，解除对人身及设备的危害。尽可能保持设备运行，恢复供电。
12.1.2 处理事故时必须头脑冷静迅速果断正确无误操作时，避免非同期合闸，发生接地故障时，要注意人身安全，力争短时间内切除故障点，恢复正常运行。
12.1.3 本站或系统发生故障时，如电压或周波降低， 应不等通知立即将正常运行的发电机有功及无功进行调整，最大不得超过额定值。
12.1.4 发电机有下列情况之一，必须紧急停机，并通知汽机停机。
12.1.4.1 发电机主保护动作，纵联差动保护等。
12.1.4.2 发电机及励磁机强烈振动。
12.1.4.3 发电机励磁机冒烟着火。
12.1.4.4 危急人身安全，需要紧急停机处理。
12.1.4.5 汽机故障需要紧急停机处理。
12.1.4.6 紧急停机步骤：
12.1.4.6.1 断开发电机断路器开关。
12.1.4.6.2 断开励磁柜6QK、1KKA、1KKB、lQS2开关。
12.1.4.6.3 通知汽机维持3000转／分或停机。
12.1.4.6.4如并网柜断路器不能断开，则将进线柜断路器断开。如励磁开关断不开，将电压减至零，然后切断励磁柜电源。
12.1.5 处理事故时注意：
12.1.5.1 注意厂变用电情况。
12.1.5.2 严防工作厂变低压侧母线非同期并列。
12.1.6 值班员要将事故实际经过，处理方法，全部顺序记录在交接班日记中，并迅速由值长向车间汇报。
12.1.7 事故处理完毕，及时召开分析会，分析事故原因.总结教训，责成事故责任或当班人员填写事故报告。

12.2 同步发电机异常运行与事故处理：
12.2.1同步发电机不对称运行故障：
12.2.1.1故障现象：发电三相电流不平衡，最大一相和最小一相之差超过额定值的10%，或有一相电流超过2062A。
12.2.1.2故障原因：
12.2.1.2.1发电机带容量较大的单相负载。
12.2.1.2.2输电线路发生故障，一相断线或不对称短路。
12.2.1.2.3设备本身不对称，输电线路一相检修。
12.2.1.3故障危害：
12.2.1.3.1同步发电机不对称运行时，除正序电压和正序电流外，还有负序、零序电流和电压。负序电流流过定子绕组时，将在空间产生反向旋转磁场，该磁场切割转子绕组，一方面在绕组中感应出电流，引起损耗，使运行效率降低，转子温度升高，从而影响发电机的出力，甚至烧毁发电机。
12.2.1.3.2另一方面还可能会因该磁场对转子的电磁力不平衡引起发电机的振动。此外还可能感应电流反向被硅整流管截断在转子回路引起过电压。
12.2.1.4处理对策：发电机不对称运行时其允许负荷主要决定下面3个条件
12.2.1.4.1负荷最大相的定子电流，不应超过发电机定子额定电流。
12.2.1.4.2转子最热点的温度不应超过转子绝缘材料和金属材料的允许温度
12.2.1.4.3不对称运行时出现的机械振动不应超过允许范围。发电机应尽量避免不对称运行，如果出现应立即查明原因并设法消除。不能消除应将发电机解列停机。
12.2.2同步发电机进相运行故障
12.2.2.1故障原因：
12.2.2.1.1随着电力系统的扩大，电压等级的提高，输电线路的加长，线路上电容电流也越来越大。轻负荷时，线路上的电压会升高。如果不能有效地吸收剩余无功功率，枢纽变电所母线上的电压可能越过额定电压的15%~20%左右，此时最好利用部分发电机进相运行，以吸收剩余无功功率进行电压调整。
12.2.2.1.2如果减少发电机励磁电流，发电机即从迟相运行转为进相运行，也就是从发出无功功率转为吸收无功功率，励磁电流越小，从系统吸收的无功功率越大，功角δ也越大，所以在进相运行允许吸收多少无功功率，发出多少有功功率决定于静态稳定的极限角。
12.2.2.2故障后果：
12.2.2.2.1发电机从迟相转为进相运行时，静态稳定储备下降，发电机进相运行时出力越大静态稳定性越差.
12.2.2.2..2另外进相运行时会使发电机端部发热，端部发热是由端部漏磁所引起的,在一定功率因数下，端部漏磁通约与发电机的出力成正比，欲保持一定的静态稳定储备，保持端部发热为一定值，随着进行程度的增大出力应相应降低。
12.2.2.3结论：汽轮发电机基本上可以进相运行，但出力小发热严重，平时运行应尽量避免。
12.2.3同步发电机电动运行故障
12.2.3.1故障现象：
12.2.3.1.1发电机有功功率在零位附近摆动。
12.2.3.1.2无功功率升高。
12.2.3.1.3功率因数变得更加滞后。
12.2.3.1.4定子电流可能稍低
12.2.3.1.5定子电压及励磁回路仪表指示正常。
12.2.3.1.6若该发电机负荷所占比例较大时，频率也要下降。
12.2.3.2故障原因：主汽门误动作或汽机保护动作主汽门关闭使发电机失去原动力，这时发电机不能向系统输出有功功率，而从系统吸收一部分有功功率以维持本身同步运转，但由于励磁状态没有改变，故仍然输出无功功率。
12.2.3.3处理方法：
12.2.3.3.1当汽轮机主汽门关闭而发电机未解列时，发电机变为电动机运行，从电网吸收有功功率（及逆功率）这时对发电机本身无害，但汽机内的摩擦鼓风会使叶片过热，使汽轮机遭到损坏，所以通知汽机尽快带上有功负荷，不应将发电机解列。

12.2.3.3.2但一般要求逆功率运行不得超过3分钟，为此可装设逆功率保护，为防止发电机组故障跳闸引起汽轮机超速，也可以先关主汽门，由逆功率保护动作跳发电机。
12.2.4发电机失磁故障
发电机在运行中失去励磁电流，使转子磁场消失，称为发电机无励磁运行。
12.2.4.1故障现象：
12.2.4.1.1转子电流的指示等于零或接近于零。
12.2.4.1.2定子电流表的指示升高并摆动，当发电机失去励磁后，定子电流开始下降，随即又逐步升高可能超过额定值。
12.2.4.1.3有功功率表指示降低并摆动。
12.2.4.1.4发电机母线电压降低并摆动。
12.2.4.1.5发电机刚失磁的瞬间，转子绕组两端将出现过电压。
12.2.4.1.6无功表指示负值，功率因数表指向进相。
12.2.4.1.7 上述各表发生周期性摆动，因为发电机失去励磁就会失去同期，变成异步发电运行，表计摆动周期与发电机的转差率成比例。
12.2.4.1.8 随着上述现象的发生，汽轮机转速会升高，同时频率也略有升高，但不会危机保安器动作。
12.2.4.2故障危害：
12.2.4.2.1对发电机本身的不良影响：引起发电机失步，将在转子的阻尼系统、转子铁芯的表面、转子绕组中产生差频电流，引起附加温升。发电机失步时，在定子绕组中出现脉动的电流，产生交变的机械力矩，可能影响发电机的安全。同时由