04 第四章 汽轮发电机的运行.docx

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04第四章汽轮发电机的运行

第四章汽轮发电机的运行

第一节汽轮发电机的启动和并列

发电机的安全运行，应该依靠发电机及其辅机系统的各种自动监控装置，因此，发电机必须在有关系统及其监控装置全部安装完毕、调试合格后方能投入运行。

但是运行的安全性还取决于运行人员的高度责任心和主观能动性，运行人员必须严密监视各主要运行参数，以便及早发现隐患及时处理，而不要过分依赖于自动报警。

例如在同一工况下发现定子绕组的温度或温差（最大最小之差）明显不同于正常情况时，如果立即引起警惕，着手研究分析和处理，防患于未然，必然大大提高运行的安全性。

为此，在启动阶段应该逐项验证各种运行参数记录的可靠性，并保存之，作为今后运行监测的可靠依据。

一、发电机启动前的准备工作

1、新装或大修后的发电机启动前应审查试验报告及完工通知单等齐全合格，启动措施无误，工作人员撤离现场。

2、收回发电机及其附属设备的全部工作票,拆除所有的接地短路线和临时安全措施,恢复警告牌、标示牌及常设遮栏。

3、电机一次系统检修后或停机备用超过120h，开机前应测量定子回路的绝缘电阻，转子回路、励磁系统及轴承和励磁机的绝缘电阻，确认发电机、励磁机以及各种辅助设备的绝缘合格。

4、测量各种辅助设备绝缘时，应使用相应电压等级的摇表，如测得的值降至上次的1/3—1/5时应查明原因，设法消除。

5、发电机定子回路的绝缘测量使用2500V的摇表、发电机转子回路测量绝缘使用500V的摇表。

测量发电机定子绝缘时，发电机中性点接地装置须断开。

6、干燥情况下发电机定子回路的绝缘电阻值在100MΩ以上。

定子通风后测量绝缘时根据制造厂提供的测量方法和绝缘而定，否则最低值不得低于100MΩ，应使用专用测量仪器进行。

7、发电机转子回路绝缘电阻值1MΩ以上，如测量的绝缘电阻值低于上述允许值，而无法恢复时汇报总工程师。

8、大修后的发电机启动前还应具备下列条件

8.1绝缘试验合格，风压、水压试验合格。

8.2有设备变更的图纸资料。

8.3设备标志齐全。

二、发电机启动前的检查与试验

1、发电机应在所属系统工作票全部结束，并确认无人工作后进行恢复备用工作

2、发电机恢复备用前应进行下列检查

2.1发电机本体各部完好，无渗油、水、气的现象。

2.2封闭母线清洁、完好。

2.3发电机各部清洁，温度表、压力表齐全完好，定子冷却水回路无渗漏的现象。

2.4励磁变、励磁调节装置各部清洁完好。

发电机中性点接地装置柜齐全完好。

2.5投入发电机出口封闭母线微正压装置。

2.6发电机出口PT柜齐全完好。

2.7轴承绝缘垫清洁完好。

2.8发电机大轴接地碳刷接触良好。

2.9相关配电装置瓷瓶套管无裂纹、破损。

2.10发电机已充氢，压力、纯度、湿度、温度合格。

2.11继电保护、自动装置、仪表齐全完好，保护和自动装置的压板投入正确。

3、发电机启动前的试验

3.1主变压器高压侧断路器，灭磁开关合、跳闸试验及联锁试验。

3.2配合继电保护班做机组的保护传动试验。

3.3配合继电保护班做励磁回路的保护联锁试验。

3.4核对励磁系统的一次回路正确。

3.5试验事故及预告光字牌

3.6进行机电炉联锁试验。

三、发电机启动前应具备的条件

1、发电机系统接地刀闸及接地线全部拆除。

2、发电机电压互感器投入，二次保险给上。

3、发电机中性点接地装置投入。

4、发电机冷却系统、密封油系统运行正常。

5、封闭母线微正压装置投入运行正常。

6、各操作、信号、合闸电源给上，表计、保护装置正常。

四、发电机的启动、并列

1、发电机一经转动即可认为带有电压

2、发电机转动升速过程中，应对发电机进行下列检查

2.1发电机内声音是否正常，有无强烈振动。

2.2发电机冷却系统运行正常，无漏油、氢、水的现象。

2.3调节氢气冷却器的冷却水量，使冷却器出口氢温维持在45℃±1范围内，投入氢温控制自动，设定值为45℃。

2.4调节发电机定子冷却器出水温度，使之维持在40℃—50℃之间、投入定子冷却水温控制自动，设定值为45℃。

2.5确认氢侧和空侧密封油冷却器出口油温在37℃—49℃之间。

2.6确认发电机内氢气压力为0.40MPa，纯度为98%以上。

2.7轴承与油密封装置的回油温度及轴瓦温度应正常。

2.8发电机碳刷无卡涩、跳动或接触不良的现象。

2.9磁场开关、自动励磁调节器具备投入条件。

3、发电机升压和并列应得到值长命令后方可进行。

发电机升压、并列要时注意

3.1发电机不允许在未充氢气和定子线圈未通水的情况下投入励磁升压。

3.2发电机壳内的氢气各参数应在规定的范围内，转速在额定转速下。

3.3发电机升压时，应监视定子三相电流为零，无异常或事故信号。

3.4发电机定子电压升起后，应检查定、转子回路的绝缘良好。

3.5当定子电压到额定值时，转子电压、转子电流应与空载值相近。

3.6在升压过程中，发现定子电流升起或出现定子电压失控立即对发电机进行灭磁。

如果当磁场开关和启励开关合闸命令发出后，在20s时间内发电机达不到额定电压，励磁调节器将判断为励磁系统故障，发出跳磁场开关和启励开关的命令，同时发报警信号。

如果采用数字式励磁调节器，发电机的零起升压到额定电压的时间，可以通过微机终端来设置，实现快速启动和软启动两种方式。

当设置快速启动时，电压从零升到额定电压所需时间为5s；设置为软启动方式时，所需时间为10s。

3.7发电机并列分为“自动准同期”和“手动准同期”二种方式。

正常情况下应采用“自动准同期”方式进行并列。

3.8发电机采用主变压器高压侧断路器并列，须经调度批准后方可。

3.9当同期回路有过检修工作，或大修后的发电机，在同期并网前还应由保护班完成定相，假同期试验等工作。

4、发电机并列的条件

4.1发电机频率与系统频率基本相同（频率差不得大于0.3Hz，并列时系统频率必须在49.8至50.2Hz的范围内）。

4.2发电机电压与系统电压相等（电压等级500KV允许最大偏差为5%）。

4.3发电机相序与系统相序相同。

4.4发电机相位与系统相位相同。

5、用主变压器高压侧断路器自动准同期并列步骤

5.1查主变压器高压侧断路器三相断开。

5.2查主变压器高压侧隔离开关三相断开。

5.3查主变压器高压侧断路器三相操作油压合格。

5.4合上主变压器高压侧断路器控制电源开关。

5.5合上主变压器高压侧隔离开关控制电源开关。

5.6合上主变压器高压侧出口隔离开关。

5.7将发电机电压升至额定。

5.8查同期方式选择开关在“准同期”位。

5.9查同期闭锁开关在“闭锁”位。

5.10将切换开关切至待并机组位置。

5.11将同期开关切至“投入”位。

5.12将调节方式切换开关切至“粗调”位。

5.13调节发电机电压、频率与系统一致。

5.14将调节方式切换开关切至“细调”位。

5.15进一步调节发电机电压、频率与系统一致。

5.16待同步表顺时针方向缓慢转动（4—6r/min）。

5.17按下启动自动准同期按钮。

5.18在同期点主变压器高压侧断路器与系统并列。

复归主变压器高压侧断路器把手至

“合闸”位。

5.19监视并列过程，记录并列时间。

5.20增加发电机无功至50MVar。

5.21查发电机三相电流平衡负序电流表正常。

5.22将同期装置的把手切至相应位置。

6、发电机自动准同期并列注意事项

6.1启动自动准同期装置时应尽量避开同期点。

6.2并列后确认主变压器高压侧断路器三相合闸良好，并列正常时，方可复归其操作

把手。

7、主变压器高压侧断路器手动准同期并列步骤

7.1查主变压器高压侧断路器三相确断。

7.2查主变压器高压侧隔离刀闸三相确断。

7.3查主变压器高压侧断路器三相操作油压合格。

7.4合上主变压器高压侧断路器控制电源开关。

7.5合上主变压器高压侧隔离刀闸闭锁电源开关。

7.6合上主变压器高压侧隔离刀闸。

7.7将发电机电压升至额定。

7.8查同期方式选择开关在“准同期”位。

7.9查同期闭锁开关在“闭锁”位。

7.10将切换开关切至待并机组位置。

7.11将同期开关切至“投入”位。

7.12将调节方式切换开关切至“粗调”位。

7.13调节发电机电压、频率与系统一致。

7.14将调节方式切换开关切至“细调”位。

7.15进一步调节发电机电压、频率与系统一致。

7.16待同步表顺时针方向缓慢转动（4—6r/min）。

7.17在同期点合上主变压器高压侧断路器与系统并列。

7.18增加发电机无功至50MVar。

7.19查发电机三相电流平衡负序电流表正常。

7.20将同期装置的把手切至相应位置。

8、发电机手动准同期并列注意事项

8.1运行人员应了解发电机出口断路器的动作时间，掌握开关合闸的导前角度。

8.2同期表指针转速过快，跳动、停滞摆动或倒转时禁止并列。

8.3发电机并列后，应尽快增加发电机有、无功负荷至零以上，以防止逆功率保护动作

解列。

9、发电机并列后，有功负荷的上升速度必须遵守机组运行的规定，无功负荷上升和变化速度不应超过有功负荷的上升速度，只有在事故情况下，方可快增、快减无功负荷。

10、发电机并列后，应详细检查一次发变组系统，特别要注意各设备的冷却装置，冷却介质参数合格，无漏油、水、氢等异常现象。

11、升发电机负荷至30%时，将厂用电由高备变倒为高厂变带。

第二节汽轮发电机正常运行中监视与控制

一、发电机正常运行中巡回检查的项目

1、发电机各部温度正常，无局部过热现象，进、出口水温，风温正常。

2、发电机各部声音正常，振动不超过0.045mm。

3、发电机及冷却水管路无渗漏现象。

4、定子线圈冷却水各参数符合规定的要求。

5、机壳内氢气压力、纯度、温度、湿度各参数符合规定的要求。

6、封闭母线无振动，放电、局部过热现象。

7、发电机变压器组出口断路器的油压合格。

8、系统的绝缘合格，无接地的现象。

9、励磁系统元件无松动、过热、保险无熔断的现象，各开关位置符合运行方式，风机运行正常，指示灯指示正常。

10、发变组保护投入运行正常，指示灯指示正常。

11、CT、PT、中性点变压器无发热、振动及异常现象。

12、正压装置运行正常，封闭母线压力在正常范围。

13、机组附近清洁无杂物。

二、运行参数变化与控制

1、电压变化

发电机正常运行的端电压，容许在额定电压±5％范围内变化，而发电机的视在功率可以保持在额定值不变。

这时，当定子电压降低5％时，定子电流可增加5％；当电压升高5％时，定子电流增加可达1.05倍额定值，此时定子绕组和铁芯的温升可能高于额定值，但实践证明，绕组和铁芯的温升不会超过额定值5℃，因而不会超过容许温升，但会引起励磁电流和发电机的磁通密度显著增加。

对于600MW大容量发电机在正常运行时，其定子铁芯就已在比较高饱和程度下工作，所以，即使电压继续提高不多，也会使铁芯进入过饱和，并导致定子铁芯温度升高和转子及定子结构件中附加损耗增大。

所以，必须适当降低发电机的出力。

发电机连续运行的最高允许电压，应遵守制造厂的规定，但最高不得大于额定电压值110％。

当电压降低值超过5％，即电压低于95％额定电压时，定子电流不应超过额定值的5％，此时，发电机要减小出力，否则定子绕组的温度将超过容许值。

发电机的最低运行电压，应根据系统稳定运行的要求来确定，一般不应低于额定值的90％，因为电压过低后，不仅会影响并列运行的稳定性，还会使发电厂厂用电动机的运行情况恶化、转矩降低，从而使机炉的正常运行受到影响。

对600MW汽轮发电机的技术要求：

发电机在额定出力时，允许电压偏差为±5％，而温升不应超过允许限值。

当发电机高于额定值情况下运行时，铁芯内磁密增加，铁损增大，铁芯温度相应增高，此时应密切注意：

1）转子电流不得超过额定值。

2）铁芯温度不得超过允许值120℃。

且不得超过正常运行温度的8～10℃。

3）定子绕组温度不得超过允许标准90℃。

4）漏磁通的增加，应不使发电机端盖及端部结构件温度升高，应小于120℃。

5）最高电压不超过10%，一般不低于10%，并密切注意定子电流不超允许值。

2、频率变化

按我国的运行规程，发电机运行的频率范围不超过额定频率±1％，即±0.5Hz时，发电机可按额定容量运行。

国外资料认为，频率偏差在±2.5％范围内时，发电机的温升实际上不受影响。

所以，当频率偏差在±2.5％以内时，发电机可保持额定出力运行。

不少发电机，允许频率偏差为±5％，例如：

ABB公司600MW汽轮发电机就有此技术规定（如频率偏差超过5％将跳发电机）。

运行频率比额定值偏高较多时，由于发电机的转速升高，转子上承受的离心力增大，可能使转子的某些部件损坏，因此频率增高主要受转子机械强度的限制。

同时，频率增高，转速增大时，通风摩擦损耗也要增多，虽然在一定电压下，磁通可以小些，铁耗损也可能有所降低，但总的来说，此时发电机的效率是下降的。

运行频率值比额定值偏低较多时，也有很多不利影响。

例如：

频率降低，转速下降，使发电机内风扇的送风量降低，其后果是使发电机的冷却条件变坏，各部分的温度升高。

频率降低时，为维持额定电压不变，就得增加磁通，如同电压升高时的情况一样，由于漏磁增加而产生局部过热。

频率降低还可能使汽轮机叶片损坏，厂用电动机也可能由于频率下降，使厂用机械出力受到严重影响。

由于上述原因，不希望发电机在偏离频率额定值较多的情况下运行。

在系统运行频率变化±0.5Hz的容许范围内（对于有的大电网，要求频率偏差为±0.2Hz），由于发电机设计留有裕度，可不计上述影响，容许发电机保持额定出力长期连续运行。

大唐盘电设置的低频保护如下：

48Hz，240s；47.5Hz，20s；47Hz，5s；高频保护：

51Hz，99s；51.5Hz，24s；均动作于跳闸。

石洞口电厂是：

48.5Hz，0.5s报警，自动增加出力到最大；47.5Hz，10s；45Hz，5s；动作于跳闸。

3、冷却条件变化

对于600MW水氢氢冷却汽轮发电机，定子绕组采用水内冷、转子绕组采用氢内冷、定子铁芯为氢冷。

冷却条件变化主要是指氢和冷却水的有关参数的变化。

3.1氢气温度变化

如果发电机的负荷不变，当氢气入口（或冷端）风温升高时，绕组和铁芯温度升高，会引起加速绝缘老化、寿命降低。

这里所指的温度不是绕组的平均温度，而是最热点处的铜温，因为，只要局部绝缘遭到破坏，就会发生故障。

根据上述温度变化与绝缘老化之间的关系可知，当冷却介质的温度升高时，为了避免绝缘的加速老化，要求减小汽轮发电机的出力，减小的原则是：

使绕组和铁芯的温度不超过在额定方式下运行时的最大监视温度。

对于水氢氢冷却汽轮发电机，冷端氢温不允许高于制造厂的规定值，也不允许低于制造厂的规定值。

在这一规定温度范围内，发电机可以按额定出力运行。

当冷端氢温降低时，也不允许提高出力。

这是因为定子的有效部分用不同介质冷却，定子绕组水内冷、铁芯氢冷。

这些介质温度的降低，彼此间互不相依，如果按照两种介质不同温度的配合来规定允许温度，这是困难的，也使运行中出力的监视变得复杂，甚至可能由于一时注意不到，造成绕组的铜线与铁芯的温差超过允许范围。

水氢氢冷却汽轮发电机，当氢气温度高于额定值时，按照氢气冷却的转子绕组温升条件限制出力。

3.2氢气压力变化

随着氢气压力的提高，氢气的传热能力增强，氢冷发电机的最大允许负荷也可以增加。

但当氢压低于额定值时，由于氢气传热能力的减弱，发电机的允许负荷亦应降低。

氢压变化时，发电机的允许出力由绕组最热点的温度决定，即该点的温度不得超过发电机在额定工况时的温度。

当氢压高于额定值时，对水氢氢冷却发电机的负荷不允许增加，这是因为定子绕组的热量是被定子线棒内的冷却水带走的，所以，提高氢压并不能加强定子线棒的散热能力，故发电机允许负荷也就不能增大。

当氢压低于额定值时，由于氢气的传热能力减弱，必须降低发电机的允许负荷。

氢压降低时，发电机的允许出力，应根据制造厂提供的技术条件或容量曲线运行，以保证绕组温度不超过额定工况时的允许温度。

3.3氢气纯度变化

众所周知，在氧气和空气混合时，若氢气含量降到5％～75％，便有爆炸危险，所以在运行中，首先要保证发电机内的混合气体不能接近这个比例。

一般都要求发电机运行时的氢气纯度应保持在96％以上，低于此值时应进行排污。

从经济观点上看，氢气的纯度愈高，混合气体的密度就愈小，通风摩擦损耗就愈小。

当机壳内氢气压力不变时，氢气纯度每降低1％，通风摩擦损耗约增加11％，这对于高氢压大容量的发电机是很可观的。

所以，在国外对于那些容量较大的发电机，宁愿多排几次污，多耗费一些氢气，保证使运行时的氢气纯度不低于97％～98％。

例如：

日立公司产600MW水氢氢冷汽轮发电机，要求机内氢气纯度为98％，在氢气纯度降低到90％时，发出纯度低报警信号。

特别要指出的是：

大容量氢冷发电机不允许在机壳内为空气或二氧化碳的介质中启动到额定转速甚至进行试验，以防止风扇叶片根部的机械应力过高。

3.4定子绕组进水量和进水温度变化

水氢氢冷却汽轮发电机，用除盐水冷却定子绕组，用氢冷却定子铁芯和转子绕组。

在额定条件下，定子绕组铜线和铁芯之间的温差并不大，约为15～20℃，而铁芯的温度高些。

当发电机运行发热时，从绕组和铁芯之间产生的相对位移最小的观点看，这种情况是有利的。

当冷却水量在额定值的±10％范围内变化时，对定子绕组的温度实际上不产生多少影响。

大量的增加冷却水量，会导致入口压力过分增大，在由大截面流向小截面的过渡部位可能发生气蚀现象，使水管壁损坏，故不建议提高流量。

降低除盐水量，将使绕组入口和出口水温差增大，绕组出口水温度增高。

这样会造成绕组温升极不均匀，是不允许的。

在设计中，一般采用绕组进出口的水温差不超过30～35℃，以便当入口水温度等于45℃时，相当于出口水温等于80℃，以防止出口处产生汽化。

一般，绕组入口的水温与额定值的偏差，允许范围是±5℃。

这时，汽轮发电机的视在功率不变。

如果定子绕组冷却水完全停止循环，从绕组的温升条件来看是危险的，若除盐水的电阻值过低，可能沿水管内壁发生闪络。

当发电机定子绕组的冷却水停止循环后，其容许运行的持续时间，要根据水的电阻率来确定。

如果绕组冷却水停止循环以前，它的电阻率小于200KΩ·cm，在定子绕组的冷却水停止循环后，应在3min内将发电机与电网解列。

如果绕组冷却水停止循环之前，它的电阻率大于200KΩ·cm，容许发电机带不超过30％额定负荷，运行l小时。

这种容许值的规定，对运行极为方便，可以在机组不停的情况下，采取措施恢复绕组冷却水的循环。

但是，这就要求在正常运行过程中保持除盐水有较高的电阻值。

根据上述可知，采用调节定子绕组水量的方法，以保持定子绕组的水温是不适当的。

关于绕组冷却水温度，在任何情况下，绕组出口的水温不应超过85℃（有的定为90℃），以免汽化。

当绕组进水温度在额定值（多为45～46℃）附近变化±5℃以内时，可不改变额定出力。

但不同发电机的技术规定可能与此有些差别。

当绕组入口水温超过规定范围上限时，应减小出力，以保持绕组出水的温度不超过额定条件下的允许出水温度。

入口水温也不允许低于制造厂的规定值，以防止定子绕组和铁芯的温差过大或可能引起汇水母管表面的结露现象。

为防止水回路发生堵、漏，故除了对定子绕组温度进行监视外，还应监视层间测温元件的温差小于10℃，对于每根线棒，有一个单独出水支路的同层各水接头温差要进行控制，其最大、最小温差读数达8℃时报警，加强监视并查明原因。

此时，一般采取降负荷来控制温差，如果温差达12℃或出水温度超过85℃时，应停机进行反冲洗，检查处理故障。

第三节汽轮发电机的解列停机

一、发电机解列停机的一般步骤

1、发电机解列前检查主变压器高压侧断路器的油压合格。

2、机组负荷降至30%时将厂用电由高厂变倒为高备变带。

3、根据机、炉运行情况，逐步减发电机有功负荷至低限，无功负荷近于零。

4、断开主变压器高压侧断路器。

5、查发电机三相定子电流表指示为零。

6、降发电机定子电压。

7、断开发电机灭磁开关。

8、拉开主变压器高压侧隔离开关。

9、断开主变压器高压侧断路器的控制电源和隔离开关的闭锁电源。

二、发电机解列停机应遵守下列规定

1、除紧急停机外，解列发电机必须有值长的命令方可进行。

2、正常情况下，应由汽机打闸并通过逆功率保护来跳开发变组出口断路器。

3、在解列后必须通过减磁方法来观察无功的变化情况和发电机定子电流的变化情况，从而判明发电机确已解列。

4、发电机解列后，必须断开断路器的控制电源以及隔离开关的闭锁电源。

三、发电机停机后的保养

1、对备用中的发电机及其全部附属设备，替代进行维护和监视，使其处于完好状态，随时能启动。

2、当发电机处于长期备用状态时，应采取措施防止绝缘受潮，并保持绕组温度在5℃以上；

3、下列任一条件应进行发电机反冲洗：

机组运行时发电机定子冷却水同层支路温差大于8℃，在机组停运后应进行发电机反冲洗；机组在、中、小修时应进行发电机反冲洗。

第四节汽轮发电机的非正常运行

一、发电机的进相运行

电网无功补偿采用分层分区平衡的原则，对于500KV电网，正常情况下要力求保持送、受端电压基本平衡。

目前，我国600MW机组都接入500KV电网，而且大多安装在远离负荷中心处，要经过长距离送出。

由于线路电压高、距离长，充电功率很大，在系统低谷负荷期间，系统将出现高电压。

解决无功功率过剩问题有两种办法，一种是系统中配备足够的并联电抗器，另一种是利用发电机进相运行来吸收无功。

前一种办法不仅需要增加设备投资，而且对无功和电压的调整是阶梯式的，运行费用、运行损耗也比较大，所以我们希望大机组具备一定进相运行能力。

影响发电机进相运行的主要因素有两点，一是系统的稳定水平，二是发电机定子端部结构件的过热问题。

1、关于系统稳定问题

通过对发电机功角特性分析可知，发电机进相运行时，其静态稳定与以下几点有关：

1）与发电机与系统的连接阻抗XS有关，XS增大时，允许进相的无功要相应减少。

2）在允许的稳定极限内，要增大吸收的无功功率，必须要相应减少有功功率的输出。

3）静态稳定极限还与系统电压有关，系统电压越高，允许进相的无功功率就越高。

由于各类发电机的参数、结构以及连接系统的参数各不相同，因此对各类发电机要结合实际运行系统做进相运行试验，从而求取合理的稳定限额容量。

2、关于定子端部发热问题

发电机运行时，定子端部的漏磁场是由定子绕组端部的漏磁场和转子绕组端部产生的漏磁场穿过气隙的一部分耦合而成，与电枢反应一样是一个旋转磁场，所产生的磁通要切割定子端部结构件。

在发电机槽部，实际上只有径向磁通，但端部绕组形状复杂，所以在端部除了有径向漏磁通外，还有轴向和切向漏磁通。

当发电机进相运行时，相当于带容性负载，由电机学可知其电枢反应是纵轴助磁作用，轴向漏磁通增加。

这些漏磁通对定子的相对运动，使之边段铁芯、压圈、磁屏蔽一带磁密集中，要产生磁滞和涡流损耗，从而引起发热和温度升高。

直接冷却的发电机一般采取电屏蔽、磁屏蔽、分割涡流回路、增加端部漏磁通磁路的磁阻、端部构件采用非磁性材料、加强冷却等措施来提高进相运行能力。

在系统允许情况下，我厂QFSN-600-2YHG型发电机允许在功率因数为0.95（进相）条件下，满负荷长期运行。

发电机进相运行时，必须加强对各部温度、温升尤其是端部温度、温升的监视。

二、发电机的不对称运行

当电力系统发生不对称短路、断路器失灵等造成非全相运行，或者系统内有大容量的单相负荷时都会引发发电机的不对称运行。

在这种运行方式下，发电机定子绕组内不但有正序电流I1，还有负序电流I2。

负序电流I2对发电机有如下影响：

1、负序电流I2造成转子的附加发热

发电机不对称运行时，定子绕组内的负