110发电机运行维护规程.docx
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110发电机运行维护规程
Q/DYD
湖南省湘江大源渡航电枢纽企业标准
Q/DYD-101.01-1998
HH10501-2015
湖南省大源渡航电枢纽管理处发布
发电机运行维护规程
1998-10-01发布1998-12-20试行2009-12-20修订
目录
1主题内容与适用范围…………………………………………………………………………3
2引用标准………………………………………………………………………………………3
3发电机规范……………………………………………………………………………………3
4发电机运行额定………………………………………………………………………………4
5发电机正常运行………………………………………………………………………………5
6机组大、小修后开机前的工作………………………………………………………………7
7发电机正常维护与检查………………………………………………………………………7
8发电机不正常或运行处理……………………………………………………………………8
9发电机事故处理………………………………………………………………………………8
1主题内容与适用范围
本标准规定了大源渡水电站发电机的设备规范、运行定额、运行维护及不正常运行处理。
本标准适用于大源渡水电站发电机的运行与维护。
2引用标准
原电力工业部1997-8《发电机运行规程》
原电力工业部1982-12《电力工业技术管理法规》
生产厂家的部分图纸及说明书
原电力工业部发电机反事故措施
3发电机规范
名称
规范
单位
型号
Sv753-92-195
额定容量
33.4
MVA
额定出力
30.76
MV
过载容量
38.4
MVA
额定电压
10.5
kV
允许电压变化范围
±5%
额定电流
1836.5
A
额定励磁电压
243
V
额定励磁电流
899
A
额定频率
50
Hz
额定转速
65.2
r/min
飞逸转速
180
r/min
额定功率因素
0.9
空载励磁电流
495
A
空载励磁电压
117
V
励磁方式
可控硅并激
转子磁极对数
46
对
短路比
1.16
定子绕组槽数
408
槽
定子铁芯外径
9000
mm
定子铁芯内径
7660
mm
转子直径
7641
mm
定子轴向长度
2650
mm
定子绕组直流电阻（75℃）
0.2142
Ω/相
励磁绕组直流电阻（75℃）
0.2361
Ω
相数
3
相
飞轮力矩
＞5000
Tm2
定子绝缘等级
F
转子绝缘等级
F
接线方式（中性点不接地）
Y
定子绕组对地电容
0.716
μF
转子绕组对地电容
0.56
μF
定子线圈温升（埋置温度探测计法）
80
℃
定子铜损（额定条件下）
206.0
kW
转子铜损（额定条件下）
181.0
kW
纵轴同步电抗
Xd:
不饱和＜100%、饱和＜95.0%
横轴同步电抗
Xq不饱和67%
纵轴暂态电抗
Xd′不饱和34.7%、饱和32.0%
纵轴次暂态电抗
Xd″不饱和28.3%、饱和24.6%
横轴次暂态电抗
Xq″不饱和33.1%
负序电抗
X231.8%
零序电抗
X014.3%
定子漏抗
X1σ17.1%
保梯电抗
Xp23.6%
定子总重量
88.5
t
转子总重量
113
t
发电机净重
305
t
安装高程
32.07
m
转动方向
面向下游顺时针方向
制造厂家
奥地利伊林公司
4发电机运行额定
4.1发电机按照制造厂铭牌规定参数数据运行的方式，称为额定运行方式，发电机在这种运行方式下可以长期连续运行。
4.2发电机运行电压允许变动范围在额定电压的±5%以内，即最高不得超过11.02KV，最低不得低于9.98KV。
此时，功率因数和转速在额定值时，其额定容量不变。
4.3频率变动范围，一般在±0.2Hz以内，最大不应超过±0.5Hz。
此时，发电机在额定电压时可以按额定容量运行。
4.4发电机的额定功率因数为0.9，自动励磁调节器可以在功率因数为1.0的情况下运行。
4.5发电机定子线圈的温度一般不应超过120℃，最高不得超过125℃；当冷空气温度为45℃，河水温度为28℃，机组满负荷连续运行时，允许最高温升为80℃。
4.6发电机运行时三相负荷应保持平衡。
连续安全运行时，允许不平衡负载时的负序电流不得大于I2=0.12In,即220A，同时任何一相的电流不得大于额定值；对于短时不平衡运行，负序电流与时间有关，T≤40I2*2秒，此时应注意检查机组的振动及转子的温度，并防止发电机负序保护的误动作。
4.7发电机冷却系统
发电机冷却方式为具有空气冷却器的双密闭循环强迫通风冷却方式，灯泡头内为常压。
冷却系统由二台水泵、四组轴流风机、八个空气冷却器和灯泡头锥体部位的表面冷却器、冷却水管、阀门组成。
回流热空气由密闭净化水循环冷却，回流热水经发电机表面冷却器由河水冷却。
冷却水还用于冷却在油水冷却器中的轴承润滑油和调速器油箱油冷却器中的调速器油。
另外，冷却水中加入了添加剂以防止冷却水在管路内结垢和管路内部生锈。
正常工作时，冷却水泵驱动冷却水通过冷却器循环流动，每台轴流风机接两个冷却器，强迫空气通过风沟与间隙对定子铁芯、定子绕组、转子绕组进行冷却。
发电机正常运行时，冷却水压应运行在0.09-0.18MPa，冷却空气不得超过45℃。
发电机冷风温度高于额定值45℃时，应减小定子电流和转子电流，使发电机各部温度不超过额定值。
河水温度，通风冷却系统与发电机运行出力的关系。
通风冷却系统运行工况
发电机出力限额
河水温度
28℃
25℃
20℃
一个空气冷却器退出运行
0.88Pn
1Pn
1Pn
一台风机退出运行
0.73Pn
0.83Pn
1Pn
一台风机、二个空气冷却器退出运行
0.67Pn
0.76Pn
0.92Pn
二台风机、二个空气冷却器退出运行
0.45Pn
0.51Pn
0.61Pn
每台机组新装冷却增容部分，冷却增容部分由一台水泵、一台电动滤水器、一台水冷却器以及管路、阀门组成。
冷却系统中的密闭循环水经冷却增容部分冷却器冷却后进入空气冷却器。
冷却增容部分中的冷却水由水泵从抗压盖板下流道取水，经冷却器后流入机组流道。
4.8发电机在额定工况下，定子线圈温升不得超过80℃，转子线圈温升不得超过85℃，三相电压不对称度不得超过5%。
4.9发电机在额定电压、功率因数为0、过励状态运行状况下，可连续了出21MVar的无功。
4.10发电机在额定电压、功率因数为0、欠励状态运行状况下，允许用约为空载励磁的10%剩余正励磁连续吸收30MVar的无功进相运行。
4.11发电机在额定电压，额定转速，功率因数为1的运行状况下，发电机持续额定容量不变，即允许有功出力为33.4MW。
4.12发电机运行电压和频率在允许变动范围内，电压和频率同为正偏差，两者偏差和不超过6%；或者电压和频率不同为正偏差，两者偏差和不超过5%，发电机额定容量不变，但应注意定子电流不得超过1928A（105%IGN）。
4.13发电机运行电压和频率由于电网原因在允许变动范围以外，发电机允许持续运行，但输出功率以励磁电流不超过额定值899A，定子电流不超定额定值的1.05倍，即1928A。
4.14发电机绝缘规定
绝缘电阻的高低是判别发电机绝缘情况的简便方法。
发电机检修后或者发电机相关保护动作后投入运行前，应测量发电机定子回路，转子回路的绝缘电阻。
定子回路的绝缘电阻有2500V摇表测量。
绝缘吸收比R≥1.6、CR＝R60″/R15″测得的结果与制造厂出厂数据及上次试验数据比较，并参考试验条件（温度、湿度），以此来判别定子的绝缘情况。
转子回路绝缘电阻用500V摇表测量，测量时应退出励磁装置和转子一点接地保护装置。
测得的结果与制造厂出厂数据及上次试验数据比较，并参考试验条件（温度、湿度），以此来判别转子的绝缘情况。
摇测发电机各部绝缘电阻，必须严格遵守《电业安全工作规程》中发电厂和变电所部分第十一章第四节规定。
发电机定子回路绝缘电阻，转子回路绝缘电阻不合格时，应采取措施使其恢复正常，如短时难以恢复，机组是否可以投运由管理处分管领导决定。
5发电机正常运行
5.1机组的正常启动、停机方式。
计算机监控系统：
主控级自动方式；现地LCU自动方式；现地LCU分步自动方式；现地LCU断点模式（BP）。
一般情况下，应选择中控室计算机监控系统主控级自动方式进行机组的启、停操作。
如有特殊需要选用其他操作方式，一旦操作完毕，应将切换开关置于“远方”即主控级；分步自动方式用于机组试验或大修后第一次开机。
5.2机组同期方式：
有自动准同期和手动准同期两种方式。
机组并网操作一般采用自动准同期方式，不允许采用自动自同期方式进行并网。
手动准同期在中控室拼块屏上操作，手动准同期时只有在通过检查电压差、频率差和同期指示满足条件下，方能按下“并网”按钮，进行准同期并列，严禁采用非同期并网操作。
手动准同期操作及注意事项
—将钥匙开关S0003转至“MOSAIC”位置（拼块屏）。
—将同期选择开关S0001转至“MAN”位置（手动）。
—将线路手动同期选择开关S0001扭至“ON”位置（若选择出口开关同期并网，则将S0001扭至手动），检查系统是否有压。
—同步表指针必须均匀慢速转动一周以上，证明同步表无故障后，方可正式进行并列操作。
—同步表转速过快，有跳动情况或停在中间位置不动或在某点抖动时，不得进行并列操作。
—手动按下拼块屏的发电机转速或电压增减按钮，调整同期装置中发电机电压、与系统的电压、频率一至。
—由于各开关合闸时间不同，手动准同期时应根据不同的频率适当选择提前角度（一般控制在15°内）。
—观察同步表，当指针均匀慢速转动几周，且靠近同期点时（角度在15°以内），按下出线开关旋钮，并及时向右旋转45°，待此旋钮信号灯由发闪光变至平光时，松手，即完成用出线开关与系统并网的操作；或按下发电机并网按钮，待此信号灯由发闪光变至发平光时，松手，即完成用发电机出口开关与系统并网的操作。
5.3机组在正常运行时，励磁方式以自动方式为主，手动方式只有在零起升压时短时使用。
正常运行过程中，励磁手动和自动方式可以直接进行转换操作。
下列情况励磁装置应转换到手动方式运行（需作必要的安全与技术措施）。
—发电机作空载，短路试验。
—发电机降压对主变冲击合闸。
—发电机电压测量、电压调整部分故障时，调节器自动地从自动方式转换到手动方式。
—经管理处领导批准的其它情况。
5.4运行人员应密切监视机组流量和上游水位、勤调整，使机组处于最佳运行工况。
当班运行人员应根据水情，积极主动地与调度员联系，说明情况，力争机组处于最优发电控制方式。
为保护机组在同等耗水量的情况下出力达到最大，应按等耗微增率分配原则调整各台机组的出力。
5.5发电机零起升压操作
—检查发电机出口开关“试验”位置。
—检查机组起动条件具备。
—退出发电机低频加负荷压板。
—现地分步操作机组至“空转运行”。
—在励磁JD3屏将励磁由“远方自动”切至“现地手动”控制。
—现地合上励磁开关。
—现地手动调整励磁电流，使发电机电压从零慢慢升至额定电压。
—在升压过程中若发现发电机有异常，则立即跳开励磁开关。
5.6发电机主变零起升操作
—拉开510（520）开关、5101（5102）刀闸。
—接厂用临时电源到励磁JD02功率柜可控硅上端头。
—合上3101（3202）刀闸。
—检查发电机出口开关在“准备”位置。
—检查机组启动条件具备。
—退出发电机低频加负荷压板。
—现地分步操作机组至“水轮机运行”。
—手动将励磁由“远方自动”切至“现地手动”控制。
—手动合上发电机出口开关（在做了必要的安全措施的前提下）。
—手动合上励磁开关。
—手动调整励磁电流，使发电机电压从零升至额定电压，并派专人在变压器场监视主变的升压过程，如有异常，则应立即停止升压。
6机组大、小修后开机前的工作
6.1检修现场清理完毕，对所属设备进行全面检查，确认设备上无遗留物件，场地清洁，检修工作人员全部退出。
6.2保护装置、控制设备完好。
6.3收回所有工作票，撤除所设安全措施，如接地线、标示牌、遮拦，并恢复常高遮拦。
6.4对所属设备全面检查完毕后，应摇测发电机转子回路及定子回路绝缘电阻。
6.5做发电机出口开在，灭磁开关远方跳合闸试验，出口开关与励磁开关联动试验，试验时出口开关摇至“试验”位置。
6.6检查励磁装置，辅机电源及机组监控系统电源是否正常完好。
6.7发电机滑环表面清洁，碳刷齐全，刷握弹簧压力均匀，无卡塞现象。
6.8检查开机条件具备。
6.9检查发电机电气保护及自动装置是否投入在规定的位置，整定值是否正确（由保护专职用便携机进行）。
6.10用各部灯光试验按扭分别对信号指示灯进行一次灯光试验检查。
7发电机正常维护与检查
7.1发电机的外表面及辅助设备必须经常保持干净，使之没有灰尘和脏物，进入灯泡内应注意卫生，保持内部清洁，灯泡头内严禁吸烟，严禁携带容易丢失的小物件，进入灯泡头内工作时，应防止大轴接地。
7.2监视各表计变化，及时调整周波，电压，力求机组经济运行。
调整负荷时，应尽快地躲开机组振动区，禁止机组在振动区内运行。
7.3当监视系统不在最优发电控制方式时，应根据水实际水头情况控制机组的导叶开度，避免机组出现明显的异响和振动。
7.4发电机有功表、无功表、定子电压表、电流表、转子电压表、电流表、导叶开度表的指示值应在中控室监视系统，建议取消打印，定期存盘即可。
7.5每日根据调度规定及时抄录电度表的读数。
7.6每日中班、午班、晚班对发电机及其辅助设备检查一次以上，洪水期、机组刚投运时应增加检查次数。
7.7发电机滑环的清扫和更换，在机组停机时，由维护专职人员进行。
7.8电刷的压力必须保持一致，允许误差为±5%，当弹簧压力只有原来的80%时，必须更换弹簧或者夹持器。
7.9检查滑环和碳刷时，应检查滑环上碳刷的冒火情况，碳刷在刷框内有无摇动或卡住的情形，碳刷在框内应能上下起落，但不得有摇摆的情形。
碳刷已磨损到只剩原来的1/3时，必须更换，换上的碳刷与滑环弧度相同。
（同一电极碳刷只能使用同一牌号）
7.10检查滑环上两检碳刷的磨损明显不同时，必须倒换滑环极性。
7.11备用机组的维护
—备用机组及期附属全部辅助设备，应及时进行维护和监视，使其经常处于完好状态，随时可以启动。
—备用机组必须和运行机组一样定期巡视。
—在备用机组上进行工作，必须征得当班会长的允许，办理工作许可手续后方可进行。
8发电机不正常或运行处理
8.1在额定电压，额定频率及额定功率因数下，允许在额定容量的1.15倍即38.4MVA下连续安全运行。
8.2在事故情况下，发电机允许短时过负荷运行。
发电机转子绕组短时过负荷，允许其最大电流为2倍额定励磁电流，即1794A，持续时间最多为20秒。
系统事故情况下，允许发电机定子绕组短时过负荷运行，同时也允许转子线圈有相庆的过负荷，但定子绕组过负荷的允许值最大电流为额定定子电流的1.5倍，即2754A，持续时间不得超过2分钟上。
其具体过负荷倍数及相应时间，可参照下表：
定子线圈短时过负荷电流/额定电流
1.1
1.12
1.15
1.25
1.5
持续时间（分钟）
60
30
15
5
2
在不对称故障时，短时间允许的不平衡电流，其负序电流I2的标幺值的平方与时间t秒的乘积应小于40。
发电机定子电流达到过负荷允许值时，运行人员应该首先检查发电机的功率因数和电压，并注意电流达到允许值时所经过的时间，在允许持续时间内，用减少励磁电流的方法，降低定子电流到正常值，但不得使功率因数过高和电压过低，当机组发出“过负荷”告警信号后，运行人员应立即适当减少机组出力，并严密监视发电机各部分运行情况。
9发电机事故处理
9.1事故处理任务
尽快限制事故发展，削除事故根源，解除对人身和设备的威胁。
用一切可能的方法保持设备继续运行，以保证对用户的正常供电和设备的安全。
尽快对已停电的用户恢复供电。
9.2事故处理的一般原则
—发生事故时，值班人员应严守岗位，首先应迅速解除对人身和设备的威胁，查找事故的原因，削除故障。
同时要注意维持非事故设备的正常运行。
—根据有关保护的动作信号、表计及监控系统的指示和设备外部象征，正确判断和处理事故。
—处理事故时，应首先保证厂用电源、直流系统的浮充电源和弧门的供电电源。
—迅速查明事故的每一个阶段，尽可能迅速报告发电部和技安部，以便及时采取正确对策，防止事故蔓延。
—事故处理结束后，应将事故发生的时间、现象、过程和处理措施准确地作好记录，并报告当值高度和相关部门。
9.3当值班人员在巡视中发现发电机下列情况时，应立即按下紧急停机按钮停机。
—发电机灯光内冒烟、着火、消防报警装置报警。
—灯光体内进水。
—振动严重超标。
—危及人身和设备安全的其它异常情况。
9.4当班人员在巡视中发现励磁风机停运而发电机仍在继续运行时，应立即复归JD2-F0011，若仍跳闸，则应停机处理。
9.5发电机正常停机时，有功、无功负荷已减至最小值，而发电机出口开关不能自动跳开时，应手动跳开发电机出口开关，若跳不开，需联系调试跳开相串连开关进行停电处理。
9.6发电机失磁
现象：
转子电流等于接近于零，发电机电压降低，励磁电压接近于零，定子电流升高，无功指示为负值，定子电流和转子电压周期性摆动。
原因：
励磁开关受震或误碰跳闸；励磁回路断线；励磁调节器或可控硅故障。
处理：
当班人员发现发电机失励磁，而发电机出口开关未跳闸时，应立即将其从电网解列。
9.7发电机滑环发生强烈火花
现象：
运行中发电机滑环上有碳刷发生明显火花。
原因：
碳刷压力不均匀或不符合要求；碳刷磨短；滑环或碳刷表面不清洁；碳刷和引线、引线和接线端子间的连接松动；碳刷在刷握中摇摆或动作滞涩；碳刷振动、松弛或机组振动等。
处理：
停机后，用干净的细白布擦拭滑环；更换同牌号碳刷；检查碳刷与铜辫的接触及引线回路中各螺丝是否松动；检查碳刷在刷握内能否上下自由活动，更换摇摆和滞涩的碳刷；查明振动原因并消除；如采取上述措施仍然无效时，则应减少励磁电流或适当减小发电机有功负荷直至停机进行处理。
9.8发电机差动保护动作
现象：
发电机有巨大的短路冲击声。
原因：
发电机线圈损坏或铁芯短路引起内部绝缘故障，由单相接地、匝间短路扩大成相间短路。
处理：
立即对发电机差动保护范围内的一切电气设备进行全面检查，是否有外部象征（如烟火、气味、响声），以判明发电机有无损坏。
如发电机着火应立即灭火。
测量发电机绝缘电阻、直流电阻。
对动作的保护装置进行检查，判明是否因外部故障引起保护误动。
上述检查未发现问题时，经处分管领导同意，对发电机进行零起升压试验，零起升压过程中发现不正常现象时应立即停机，若升压中未发现异常，则可并网运行，并严密监视，对发电机进行全面详细检查。
9.9发电机转子一点接地
原因：
励磁绕组绝缘或人为误接地或可控硅击穿等原因。
处理：
立即对发电机转子回路设备进行全面检查。
同时检查是否系人为误触滑环或转子回路接地。
系人为误触应立即复归保护开关并网。
否则，应跳开励磁开关遥测转子回路绝缘，如绝缘正常，则应将励磁变压器高压侧刀闸拉开，测量发电机转子回路可控硅是否击穿，并对其保护装置进行检查。
9.10系统发生振荡
现象：
发电机、变压器电流表剧烈摆动且超过正常值，电流表剧烈摆动且降低，有功表全刻度摆动，转子电流表在正常值附近摆动，机组发出节奏鸣音。
原因：
系统受到短路、断线、切合线路等干扰后，系统稳定破坏的机电暂态过程而发生的同步振荡。
系统受短路、断线、切合线路等干扰后，系统发电机之间失步而发生的异步振荡。
同步振荡与异步振荡二者之间的大致区别区见下表：
项目
同步振荡
异步振荡
频率差
＜1Hz
＞1Hz
发电机电流及有功功率
变化大
变化大
发电机无功功率
变化不大
变化大
对系统的危害
小
大
处理：
频率升高，应降低有功使频率降低；频率降低，应增回有功使频率上升，使失去同步的机组尽量拖入同步。
不论频率升高或降低，机组均按事故过负荷规定，最大限度提高励磁电流以提高电压水平。
上述措施无效时，应将机组解列。
9.11发电机非同期并列
现象：
在投入待并机组开关瞬间，定子电流突然升高，系统电压降低，然后定子电流激烈摆动，并慢慢恢复正常。
发电机发生强烈振动或巨大冲击和轰鸣声。
原因：
误操作颧同期回路故障；并列发电机电压与系统电压不一致；电压、频率相同，但相位角不同；合闸瞬间，电压和相位相同，但频率不同。
处理：
应即将发电机出口开关、励磁开关切断，解列并停下发电机，做好安全措施，对发电机定子线圈绝缘电阻检查测量。
必要时，须打开发电机端盖，检查定子线圈端部及端线圈处铁芯槽是否受损、变形，查明发电机确未受损，零起升压正常后，方可再度将机组并网。
9.12定子接地
现象：
运行中的发电机开关、励磁开关突然跳闸，表计指示为零，定子接地保护动作。
原因：
母线电压互感器二次开关跳开；发电机10.5KV开关室柜内小动物引起母线短路；机组过电压击穿定子绝缘；铁芯温度过高或铁芯短路发热击穿；定子线圈端部接头焊接不良，运行中发热，使焊接头开焊，引起绝缘烧损；工作中不慎将工具、零件遗失在发电机内，造成运行中发电机绝缘损坏。
处理：
机组未停应立即跳开发电机开关、灭励开关停机。
停机后，检查发电机10.5KV开关室柜内是否有小动物引起母线短路，对定子线圈绝缘进行检测，并对该发电机电压配电装置进行检查，找出接地点并处理好后零起升压正常，方可再度将机组并网运行。
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