3. 发电机的检查、操作和监视
3.1. 发电机启动前的准备
3.1.1. 发电机的启动条件
3.1.1.1. 发变组系统一、二次回路的检修工作已全部结束，工作票已全部终结。
3.1.1.2. 发变组系统的安全措施已全部拆除。
3.1.1.3. 发电机经过检修后，检修人员应向运行人员提供发电机的绝缘电阻值及其它试验数据。数据应合格。
a. 定子绕组每一相的绝缘电阻用2500V兆欧表测量，在25℃时1分钟的绝缘电阻值，应大于1000兆欧（设备温度每升高5～15℃，绝缘电阻大约下降一半）；10分钟对1分钟的极化指数不得小于2。
b. 转子绕组绝缘电阻用500V兆欧表测量，应不小于10～50兆欧；60”/15”吸收比不得小于1.6。
c. 发电机内所有电阻测温元件的对地绝缘电阻，在冷态下用250V兆欧表测量，应不小于5兆欧。
d. 发电机轴承对机座绝缘电阻用500V兆欧表测量，与汽轮机对接前，应不小于10兆欧，通油后应不小于1兆欧。
e. 励磁机轴承座绝缘电阻用500V兆欧表测量（接线板端子上测），其值应不小于1兆欧。
f. 发电机端部铁芯及轴瓦热电偶（压指处热电偶因本身接地除外）的绝缘电阻用500V兆欧表测量，应不小于100兆欧。
g. 集电环装置的绝缘电阻用500V兆欧表测量，应不小于100兆欧。
h. 发电机定子穿芯的绝缘电阻用1000V兆欧表测量，应不小于10兆欧。
3.1.1.4. 发电机已置换为氢气运行，冷却水系统、密封油系统及氢气系统投入正常运行。
3.1.2. 发电机启动前的操作、检查
3.1.2.1. 合上主变出口闸刀。
3.1.2.2. 检查发电机接地变压器完好。
3.1.2.3. 将发电机出口压变送至工作位置，送上二次熔丝。
3.1.2.4. 将主变、高厂变、脱硫变、励磁变的冷却装置电源送上，冷却风扇的方式投自动，检查冷却装置无异常报警信号。
3.1.2.5. 将发变组保护装置的电源送上，检查发变组保护投用正常，无异常报警信号。
3.1.2.6. 投用发电机绝缘过热监测装置（FJR-IIA型）。
3.1.2.7. 投用发电机射频监测仪（SD-1A）。
3.1.2.8. 投用封闭母线微正压装置。
3.1.2.9. 送上发电机预励电源，励磁系统的小开关按要求投用，励磁系统各控制开关的位置在规定的位置。
3.1.2.10. 检查发电机碳刷齐全，符合运行要求。
3.2. 发电机的并列
3.2.1. 发电机并列的条件
3.2.1.1. 并列开关两侧的电压幅值相等或接近。
3.2.1.2. 并列开关两侧的电压频率相等或接近。
3.2.1.3. 并列开关两侧的电压相位相等或接近。
3.2.1.4. 一次接线检修过或同期回路检修过的发电机，并列前必须核对相序正确。
3.2.2. 发电机的并列方式
3.2.2.1. 自动电压调节器自动方式自动准同期并列
3.2.2.2. 自动电压调节器手动方式自动准同期并列
3.2.2.3. 自动电压调节器自动方式手动准同期并列
3.2.2.4. 自动电压调节器手动方式手动准同期并列
3.2.3. 发电机并列操作的规定
3.2.3.1. 正常情况下，应采取自动电压调节器自动方式自动准同期并列；采取自动电压调节器手动方式手动准同期并列时，应由符合条件的运行人员进行操作及监护。
3.2.3.2. 发电机并列时，应根据500KV升压站的实际运行情况，选择相应的开关并列。正常情况下应选择边开关进行发电机同期并列，选择中开关进行合环。
3.2.3.3. 待机炉有关试验结束，汽机阀门切换完成，检查机组无异常报警信号，得值长命令后方可进行发电机升压操作。
3.2.3.4. 进行同期并列前，应调节发电机转速与系统频率有10rpm的偏差。
3.2.3.5. 进行同期并列前，应检查同期装置的方式选择开关在“工作”位置。
3.2.3.6. 发电机并列操作前应在DCS的CRT画面上全面检查各设备的指示状态、有无异常报警。
3.2.3.7. 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。
3.2.3.8. 发电机升压操作可用自动电压调节器自动方式或用自动电压调节器手动方式进行。
3.2.3.9. 若采用自动准同期并列，应用自动电压调节器自动方式进行升压或先用自动电压调节器手动方式升压到额定时，再将电压调节器从手动方式切换到自动方式，方可进行自动准同期并列操作。
3.2.3.10. 若用手动准同期并列,可用自动电压调节器手动方式升压。在机组并列后，应将自动电压调节器由手动方式切换到自动方式。
3.2.4. 自动电压调节器自动方式自动准同期并列操作（以5013开关并列、5012开关合环为例）
3.2.4.1. 确认发变组系统已经转为热备用状态。
3.2.4.2. 确认励磁系统已经转为热备用状态。
3.2.4.3. 确认汽轮机转速在3000rpm左右。
3.2.4.4. 确认AVR #1通道或#2通道工作，励磁系统在自动方式。
3.2.4.5. 合上发电机励磁开关。
3.2.4.6. 检查发电机定子电压约为19kV、三相电压平衡、三相电流为零。
3.2.4.7. 将发电机定子电压手动缓慢升至20kV。
3.2.4.8. 检查发电机空载励磁电压、励磁电流正常。
3.2.4.9. 确认发电机与系统频率有10rpm的偏差。
3.2.4.10. 在DEH上投入自动同期。
3.2.4.11. 将5013开关的自动同期投入。
3.2.4.12. 检查同期表工作正常。
3.2.4.13. 检查5013开关自动合上。
3.2.4.14. 检查发电机负荷为5％左右。
3.2.4.15. 将5013开关的自动同期退出。
3.2.4.16. 将5012开关的自动同期投入。
3.2.4.17. 检查同期表工作正常。
3.2.4.18. 检查5012开关自动合上。
3.2.4.19. 将5012开关的自动同期退出。
3.2.5. 自动电压调节器手动方式自动准同期并列操作：同自动电压调节器自动方式自动准同期并列操作相同，只是励磁系统在手动方式。
3.2.6. 自动电压调节器自动方式手动准同期并列操作（以5013开关并列、5012开关合环为例）
3.2.6.1. 确认发变组系统已经转为热备用状态。
3.2.6.2. 确认励磁系统已经转为热备用状态。
3.2.6.3. 确认汽轮机转速在3000rpm左右。
3.2.6.4. 确认AVR #1通道或#2通道工作，励磁系统在自动方式。
3.2.6.5. 合上发电机励磁开关。
3.2.6.6. 检查发电机定子电压约为19kV、三相电压平衡、三相电流为零。
3.2.6.7. 将发电机定子电压手动升至20kV。
3.2.6.8. 检查发电机空载励磁电压、励磁电流正常。
3.2.6.9. 确认发电机与系统频率有10rpm的偏差。
3.2.6.10. 在DEH上投入自动同期。
3.2.6.11. 将5013开关的自动同期投入。
3.2.6.12. 检查同期表工作正常。
3.2.6.13. 在同期表指针快转至12点时，手动合上5013开关。
3.2.6.14. 检查5013开关已合上。
3.2.6.15. 检查发电机负荷为5％左右。
3.2.6.16. 将5013开关的同期退出。
3.2.6.17. 将5012开关的自动同期投入。
3.2.6.18. 检查同期表工作正常。
3.2.6.19. 手动合上5012开关。
3.2.6.20. 将5012开关的自动同期退出。
3.2.7. 自动电压调节器手动方式手动准同期并列操作：同自动电压调节器自动方式手动准同期并列操作相同，只是励磁系统在手动方式。
3.3. 发电机并列后的操作、检查
3.3.1. 发电机并网后，应对发变组系统作一次全面的检查。
3.3.2. 发电机并列后，在低负荷运行期间应注意发电机无功负荷的调整，功率因数应控制在滞相0.8～0.9范围内。发电机在升负荷到满负荷时，应注意发电机无功负荷的及时调整，按发电机P-Q曲线限额，不要使定子、转子过负荷；发电机负荷升至600MW时，功率因数宜控制在滞相0.9～1.0范围内。
3.3.3. 当发电机负荷升至300MW左右时，应将机组6KV一、二段的电源切换至高厂变带，机组6KV一、二段的快切装置投自动。
3.3.4. 发电机带满负荷后，应对发变组系统作一次全面检查，重点检查大电流发热部位。
3.4. 发电机运行中的检查、操作和监视
3.4.1. 发电机运行中的检查
3.4.1.1. 发变组保护屏、快切装置屏内各元件无焦味、冒烟等现象；柜门关闭；装置投入正确，无异常报警，并与实际运行情况相符。
3.4.1.2. 发电机励磁系统运行正常，无异常报警现象。
3.4.1.3. 发电机（包括出口引线处风扇）及其滑环音响正常，无金属磨擦或撞击声，无异常振动现象。
3.4.1.4. 滑环小室门、观察孔等处密封良好。
3.4.1.5. 发电机大轴接地碳刷接触良好，无放电火花。
3.4.1.6. 发电机的氢、油、水系统运行正常，无漏氢、漏油、漏水现象。
3.4.1.7. 发电机出口压变无异常音响及放电火花，接头、熔丝接触良好，无过热。
3.4.1.8. 发电机封闭母线微正压装置运行正常；发电机封闭母线外壳无发热、变形。
3.4.2. 发电机运行中的日常监视规定
3.4.2.1. 发电机运行监视中，应及时调整和严格控制发电机定子电压、电流、励磁电压、电流等不超过规定值；发电机功率因数在规定范围内；发电机各部件温度在规定值内。
3.4.2.2. 正常运行时，应及时检查发电机各运行工况的参数，并进行分析，若发现异常，应根据具体情况作出处理，并加强该部位的监视，缩短记录时间及向值长汇报。
3.4.2.3. 监视CRT画面中设备的状态指示与实际相符。
3.4.2.4. 检查发电机绝缘过热监测装置（FJR-IIA型）指示正常，无异常报警。
3.4.2.5. 检查发电机射频监测仪指示值正常，无异常报警。
3.4.3. 发电机运行中的监视
3.4.3.1. 发电机定子绕组温度的监视
a. 在发电机靠近汽端的每个定子槽内的上下层线棒各埋有一支热电阻，共计42支热电阻，以测量发电机定子线棒的层间温度。
b. 在汽端、励端的定子边段铁芯各有6个热电偶，共计12个热电偶，以测量定子铁芯的端部温度；在定子铁芯中部两个热风区各有2个热电偶，共计4个热电偶，以测量定子铁芯中部的温度；因此定子铁芯共有16个测温元件。
c. 在汽端上下层线棒出水接头上各有一个热电偶，共计84个热电偶，以测量定子线棒的出水温度。
d. 在定子绕组端部的出水接头上各有一个热电偶，共计6个热电偶，以测量定子绕组主引线及6个出线套管的出水温度。
e. 在励端总进水管和汽端总出水管上各有1个双支热电偶，共计2个热电偶，以测量定子绕组的总进水和总出水温度。
f. 在汽端和励端氢冷器的冷风侧、热风侧各有1个双支热电阻，共计4个热电阻，以测量氢冷器的进风、出风温度；在发电机两端上半端盖上冷氢进风区各有1个温度控制器，共计2个温度控制器，用于冷氢温度高报警；在发电机两端热氢出口区各有1个单支热电阻，共计2个热电阻，用于热氢温度的显示。
g. 发电机运行中各部的温度不应超过下表的规定值：
监测方式 报警值 跳闸值
上下层线棒间的温差 9.9K 13.9K
上下层线棒间的温度 89.9℃
上层线棒出水温差、下层线棒出水温差 7.9K 11.9K
上下层线棒出水温度 84.9℃ 89.9℃
定子绕组总出水的温度 84.9℃
定子绕组总出水对总进水的温升 30.9K
定子绕组并联引线、主引线、主出线出水对进水的温升 30.9K
定子绕组并联引线、主引线、主出线的出水温度 89.9℃
定子铁芯温度 120℃
3.4.3.2. 发电机定子绕组冷却水的监视
a. 正常运行中，定子绕组冷却水进水温度应控制在45～50℃，当低于42℃或高于53℃时将出现报警。
b. 正常运行中，定子绕组冷却水进水压力应控制在0.12～0.15MPa。
c. 正常运行中，发电机氢压应比定子绕组冷却水水压高0.035Mpa以上。
d. 正常运行中，发电机定冷水箱的水位应控制在正常范围内。
e. 正常运行中，定子绕组冷却水应为除盐水，且水质应符合如下要求：
定冷水水质标准
序号 项目 单位 标准
1 PH值 / 7.0～9.0
2 导电率(20℃) μS/cm 0.5～1.5
3 硬度 μmol/L ＜2
4 含铜量 μg/L ≤200
5 含氨量 μg/L ＜300
6 含氧量 μg/L ≤30
为保证进入发电机定子绕组的水质合格，定冷水系统安装或检修结束后应进行冲洗、连续排污，直至系统内可能存在的污物和杂物除尽为止。水质合格后，方允许与发电机定子绕组的水路接通。
f. 定冷水系统离子交换器出水导电率正常应为0.1～0.4μS/cm。定冷水的导电率正常应不超过1.5μS/cm，当达到5μS/cm时将发出报警，当达到9.5μS/cm时将跳闸。
g. 正常运行时，定冷水的额定流量应为105 m3/h，当流量降至额定值的80％时将报警，当流量降至额定值的70％时，延时30S跳闸。
h. 在定冷水箱的排气管道上装有一只氢气流量表，应定期记录该氢气流量表的读数，并每班分析从定冷水箱向大气排放的氢气量；正常时定冷水箱每天向大气的排氢量应不超过0.14m3/天，当定冷水箱每天向大气的排氢量持续超过0.57m3/天时，应怀疑氢气向定子绕组内泄漏，在下次停机时应查漏并处理好。
i. 发电机分相封闭母线内氢气含量不应超过1％（体积百分比），否则应立即查明原因并消除。
3.4.3.3. 发电机密封油的监视
a. 正常运行中，发电机空侧密封油箱的排烟风机、汽机主油箱的排烟风机应运行正常。
b. 正常运行中，发电机空侧、氢侧密封油的压力应控制在0.0484Mpa左右。该压力根据发电机及油氢差压的不同应有所变化。
c. 正常运行中，密封油冷油温度应控制在40～49℃，空侧与氢侧的冷油温差不大于2.2K；当发电机轴承振动不正常时，密封油冷油温度应控制在43～49℃，空侧与氢侧的冷油温差不大于1K。
d. 正常运行中，密封油压力应比发电机氢压高0.083Mpa，油氢差压的运行范围为0.055～0.097Mpa,最低不能低于0.035Mpa。
e. 正常运行中，发电机空氢侧密封油的差压应控制在±50mmH2O内。
f. 正常运行中，密封油油质应符合下表的规定：
3.4.3.4. 发电机轴承、润滑油的监视
a. 发电机运行中轴承振动应不超过80μm，超过125μm时轴承振动高报警应发出，超过250μm发电机应跳闸。
b. 发电机轴承进油温度额定值为38℃，允许运行范围为27～49℃；发电机轴承回油温度额定值为65℃，允许运行范围为60～71℃，当回油温度达到77℃时将报警。
c. 发电机轴承进油压力额定值为0.10MPa，允许运行范围为0.08～0.12MPa。
d. 发电机轴承金属温度额定值为70℃，允许运行范围为65～77℃，当金属温度达到99℃时将报警，达到107℃时将跳闸。
3.4.3.5. 发电机氢气的监视
a. 正常运行中，发电机氢气系统的补氢不采用自动补氢，而应采用手动补氢。
b. 正常运行中，发电机的额定氢压为0.4MPa；发电机氢压的允许运行范围为0.38～0.44 MPa。
c. 发电机性能试验及效率试验时，氢气纯度应不低于98％（体积百分比）；正常运行中，发电机氢气纯度应维持在不低于95％（体积百分比），气体混合物的含氧量不得超过1.2％（体积百分比）；当氢侧密封油泵停运时，发电机氢气纯度应维持在不低于90％（体积百分比）；充氢、补氢用的氢气的纯度应不低于99.5％（体积百分比），氧气和其它气体的含量应不大于0.5％（体积百分比）。
d. 发电机内氢气在大气压下的露点应控制在-5～-25℃，发电机氢气干燥器应根据机内氢气湿度及时投停；充氢、补氢用的氢气在大气压下的露点应不超过-35℃。
e. 正常运行中，发电机冷氢应控制在40～45℃，发电机额定冷氢温度为46℃，当发电机冷氢温度低于40℃或高于50℃时将出现报警。
f. 发电机氢冷器的进水温度应不超过38℃。
g. 正常运行中，发电机氢冷器出口氢气温差应不超过2K。
h. 当发电机在额定氢压下运行时，其漏氢率不应超过11.3m3/天。
3.4.4. 发电机运行中的滑环、碳刷的检查
3.4.4.1. 滑环与碳刷的接触面应没有火花产生。
3.4.4.2. 碳刷应完整，常压弹簧应在碳刷的顶部位置；碳刷没有跳动现象。
3.4.4.3. 碳刷的引线没有发热变色现象；引线无断股，引线根部无松动现象。
3.4.4.4. 碳刷的长度足够，碳刷的引线不限制碳刷在槽内的移动（碳刷引线没有拉直）。
3.4.4.5. 弹簧、刷握、刷握支架清洁、无碳粉堆积。
3.4.4.6. 刷握正确地啮合在刷握支架中。
3.4.4.7. 滑环表面无过热、变色现象，其温度应不大于120℃。
3.4.4.8. 滑环小室的进出口风温在正常范围内。
3.4.4.9. 滑环小室的进口滤网干净、无异物；进口滤网的差压在正常范围内，否则应通知检修更换滤网。
3.4.5. 发电机运行中碳刷的更换
3.4.5.1. 运行中更换碳刷的注意事项
a. 运行中更换碳刷的工作应由有经验的运行人员执行。
b. 当励磁系统有一点接地时，不应安排更换碳刷的工作。
c. 应尽量安排在低负荷运行期间更换发电机碳刷，一次更换发电机碳刷的数量每极不应超过该极总数量的20％。
d. 更换碳刷时应注意新旧碳刷型号一致。
e. 运行中更换碳刷时应做好劳动保护。
（1） 戴好护目镜。
（2） 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。
（3） 辫子或长发应卷在安全帽内。
（4） 更换碳刷中的刷块时不应用裸手接触刷握的金属部件。
f. 运行中更换碳刷时应采取防止短路、接地的措施。
（1） 戴好相应电压等级的绝缘手套，穿好相应电压等级的绝缘靴。
（2） 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。
g. 更换碳刷时禁止同时从正、负极上取下或安装刷握。
h. 更换碳刷时，每极取下的刷握不应超过一个；如果刷握从刷握支架中取出的时间超过10分钟，则应将备用的刷握安装到刷握支架中。
3.4.5.2. 发电机运行时更换碳刷的操作
a. 将滑环小室的门打开，并保持打开。
b. 将专用把手与要更换碳刷的刷握啮合，将专用把手逆时针转动90°，将刷握从支架上取下。
c. 将刷握中磨短的碳刷更换。
d. 将刷握与专用把手啮合，将刷握插入支架中后，将专用把手顺时针转动90°，使刷握与支架装配良好，取下专用把手。
3.5. 发电机的解列
3.5.1. 发电机的解列方式
3.5.1.1. 打闸汽轮机，通过逆功率保护来跳闸主开关，使发电机解列。
3.5.1.2. 手动断开发电机主开关，使发电机解列。
3.5.2. 发电机解列的规定
3.5.2.1. 正常情况下，都应采取打闸汽轮机，通过逆功率保护来跳闸主开关，使发电机解列；如无特殊要求，不允许采取手动断开发电机主开关，使发电机解列。
3.5.2.2. 发电机解列前，应将发电机的有功、无功负荷尽量降低。
3.5.2.3. 发电机解列前，负荷降至300MW左右时，在电泵启动后，再将机组6KV一、二段电源切至启动变。
3.5.3. 打闸汽轮机，通过逆功率保护来跳闸主开关，使发电机解列的操作
3.5.3.1. 检查机组6KV一、二段电源切至启动变。
3.5.3.2. 将发电机有功负荷降至最低。
3.5.3.3. 将发电机无功负荷降至0。
3.5.3.4. 按下汽轮机打闸按钮。
3.5.3.5. 检查汽轮机高、中压主汽门、调门关闭。
3.5.3.6. 检查发电机逆功率保护动作，发电机主开关（2只）跳闸，发电机励磁开关跳闸。
3.5.4. 手动断开发电机主开关，使发电机解列的操作
3.5.4.1. 检查机组6KV一、二段电源切至启动变。
3.5.4.2. 将发电机有功负荷降至0。
3.5.4.3. 将发电机无功负荷降至0。
3.5.4.4. 手动断开发电机主开关（2只）。
3.5.4.5. 手动断开发电机励磁开关。
3.6. 发电机解列后的操作
3.6.1. 发电机解列后，应立即停运定冷水泵。
3.6.2. 发电机解列后，应手动关闭氢冷器出水调门的隔绝门、旁路门。
3.6.3. 发电机解列后，如果发电机及其辅助系统无检修工作，发电机可以不排氢，但氢气干燥器应正常投用。
3.6.4. 发电机解列后，如需排氢，则排氢操作中应注意；
3.6.4.1. 在置换前应先将发电机发电机绝缘过热监测装置停运隔绝。
3.6.4.2. 在二氧化碳置换氢气时，充二氧化碳的速度不能太快，保证离发电机机座3米以内的二氧化碳管道没有结霜现象。
3.6.4.3. 应尽量缩短二氧化碳在发电机内的停留时间，最长不应超过24小时。
3.6.4.4. 在空气置换二氧化碳时，应选择干燥的空气进行置换，置换前，空气管道应排放一段时间。
3.6.4.5. 发电机置换为空气后，应尽快投用氢气干燥器，直至要求停运为止。
3.6.5. 发电机停机期间，如要求定子线棒放水，应采用注氮气的方法，将定子线棒内的水排放干净，用氮气将定子线棒吹干，对定子线棒进行充氮保养。
3.6.6. 发电机停机期间，如主厂房内的温度低于0℃，则应注意：
3.6.6.1. 则应考虑将氢冷器导通后，启动闭冷水泵，保持氢冷器内小流量循环。
3.6.6.2. 投用定冷水水箱加热汽源，启动定冷水泵，保持定子线棒内水循环。
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