发电机运行规程要点.docx

1、发电机运行规程要点大盈江水电站（四级）大盈江（四级）水电站运行规程 发电机11.1主题内容及适用范围 主题内容1.1.1本规程主要内容包括发电机及其保护规程、运行规程、操作规程、事故处理规程。1.1.2本规程对发电机、GCB 装置及发变组保护的运行方式、设备操作、事故处理等做出具体规定。1.2适用范围1.2.11.2.2本规程适用于大盈江水电站（四级）的运行管理。大盈江水电站（四级）运行人员应掌握本规程，其他生产技术管理人员应熟悉本规程；本规程也可供有关维护专业人员参考。2依据与引用规程2.1 水轮发电机运行规程 DL/T751-20012.2 立式水轮发电机使用维护说明书东芝水电设备（杭州）

2、有限公司 2.3 电力安全工作规程（发电厂、变电所部分） 国家电网公司2.4 FKG2S 型发电机断路器成套设备说明书2.5 WFB-800A 微机型发电机变压器组成套保护装置技术说明书 许继公司33.1设备运行设备概述3.1.1发电机基本参数：序号技术参数1型式三相 立轴、半伞、凸极、混流同步发电机2型号SF17520/70503额定容量200000KVA4额定电压13800V5额定电流8368A6功率因数（COS）0.8757相数302大盈江水电站（四级）8额定转速300r/min9飞逸转速542 r/min10额定频率50HZ11额定励磁电压371V12额定励磁电流1370A13最大励磁

3、电压430V14最大励磁电流1590A15空载励磁电压175V16空载励磁电流755A17励磁方式静止可控硅18定子槽数540 槽19定子线圈数量1080 根20定子铁芯外径7050mm21定子铁芯内径6080mm22定子铁芯高度1900mm23定、转子绝缘等级F/F24发电机效率（额定工况）98.73%25并联支路数426转子磁极数2027定子接线方式4Y28发电机冷却方式密封循环空气冷却29推力轴承冷却方式外循环油冷却30发电机灭火方式水喷雾31发电机制动方式机械制动32发电机励磁方式静止可控硅33发电机旋转方向俯视顺时针34转子起吊重量（包括吊轴）590T35飞轮力矩（GD ）6300t

4、3.1.2水轮发电机采用具有上下两个导轴承的立轴半伞型结构。推力轴承位于1）大盈江水电站（四级）转子下部的下机架上，与下导轴承合用一个油槽。轴系由上端轴、转子支架中 心体和主轴组成，并由发电机上、下导轴承和水轮机水导轴承支撑。3.1.33.1.4定子：定子由定子机座、定子铁心、定子绕组等组成。机座：定子机座为焊接结构正十六边形，对边尺寸 8300mm,高 3205mm。机座设顶环、上环、下环。机座壁上开有空气冷却窗，主、中引出线孔及测温 引线孔。上下齿板采用分块式齿压板结构。上下齿压板的压齿均采用高强度非 磁性材料。3.1.5定子铁芯：定子铁芯采用 50A270 硅钢片整体冲制成。铁芯采用一片

5、一叠，上下层按搭接 9 个槽的方式叠片，定子铁芯内径 6080mm,外径 7050mm，高 1900mm。共设有 51 段，高 5mm 通风洞。3.1.6定子绕组：定子绕组为双层条式波绕组、4 支路星形连接。绕组绝缘为F 级。定子线棒换位方式采用槽内 360 度罗贝尔换位。线棒的槽部、出槽口及 弯曲过渡部分均作防晕处理。单根线棒在 1.5 倍额定电压时不起晕，定子装配 完后整体绕组在 1.1 倍额定电压时不起晕。3.1.7发电机中性点采用单相干式铜芯环氧浇注变压器接地，变压器基本参数：型号THT-FZG-13.8/2.85额定容量80KVA（短时额定电压13.8kV型式干式额定频率50HZ额定

6、电流180 A相数单相绝缘等级H 级二次电阻13.1.8转子：转子由励磁绕组、磁极、磁轭和中心体组成。磁极由铁芯，线圈，阻尼绕组等组成。阻尼绕组为连续连接型式。磁轭采用叠片型式，链式结构。 中心体采用圆盘形结构，由轮毂和上、下圆板以及连接周向立筋的腹板组成。 集电环由硅钢片制成，安全地紧固在集电环支架上。3.1.9导轴承：发电机设有两个导轴承，一个在转子上方，一个在转子下方。上导轴承有 6 块轴瓦，采用分块、油浸式、自润滑、可调式巴氏合金瓦结构； 下导轴承有 12 块轴瓦，布置在推力轴承的推力头的外侧，构成“组合轴承”的 结构。推力轴承和下导轴承共用同一个油槽.携带着油雾的压缩空气将通过管路

7、进入发电机机坑外部的油雾收集器里。上导轴承油槽布置一只由环形铜管做成 的油冷却器。在发电机风洞外布置一只筒式下导轴承油冷却器。3.1.10推力轴承：发电机推力轴承采用弹簧簇支撑结构。推力轴承有 14 块轴瓦。推力轴承和下导轴承布置在转子下方。推力头的垂直面作为下导轴承的轴 颈面。推力镜板用碳素钢制成，为单一环状结构。推力瓦采用分块结构，由包 含一些添加剂的聚四氟乙烯材料和瓦坯复合而成。推力瓦由固定在弹簧座上的 弹簧簇支撑。推力瓦可以通过在油槽上的进入窗口方便的拆卸。3.1.11在发电机定子机座四周对称地布置 8 只空气冷却器,构成密闭循环的通2大盈江水电站（四级）风冷却系统。空冷器出口的冷风温

8、度不超过 40。3.1.12机组采用机械制动系统，当发电机转速下降到 20额定转速时投入制动，在发电机下机架上布置 6 只单缸制动器，制动器活塞（兼顶起活塞）等部 件组成。在拆卸或组装推力轴承时，由高压油驱动顶起活塞以顶起发电机转子 和水轮机转轮。在检查轴承时，当转子处在完全提升位置时，通过锁紧装置可 以可靠的锁紧千斤顶。锁紧装置的作用：当转子处在顶起位置时，无需在千斤 顶中保持油压而保证转子不落下。制动块托板和制动块由制动活塞可靠的支撑。 发电机风罩内的制动气管路尺寸设计充裕。所有发电机共用一套可移动式电动 高压油泵。3.1.13制动粉尘收集装置由吸尘器、自动装置四周管路、用于收集粉尘的集尘

9、箱和用于连接集尘箱与吸风机的软管等几部分组成。油混水装置为固态类型， 带有一根浸没于轴承润滑油中的传感器，以电阻原理进行工作 。轴承油槽内的 油的电阻率随油中水的含量而变化，并由传感器发出一个信号给显示部件或中 继放大器。当油中的水的含量超过预设值的时候，可以由中继器给出报警信号。3.1.14轴电流检测装置由轴电流互感器和继电器等部件组成。轴电流互感器由原绕组和在铁心表面均匀绕制的副边绕组组成。原绕组由围绕大轴的环形薄 硅钢片卷绕而成的铁心构成。互感器在铁心上还有一附加绕组，利用电磁感应 进行保护测试。铁心和副边绕组装配在“U”形铜环上，继电器设有测试开关、 报警和跳闸指示器；如有轴电流流经大

10、轴时，在铁心中将产生一定的磁通量， 从而在副边绕组上产生感应电压，通过检测回路产生感应电流。3.1.15灭火装置：发电机采用水灭火方式；灭火系统设备包括上、下环管、喷头、管路及其配件、火警探测元件、火灾报警控制器、自动化元件及连接电 缆、控制盘和端子箱；水灭火装置及其附件的设计压力为 0.4MPa0.6MPa，最 末端的喷雾头连接处压力不小于 0.35MPa，试验水压为其设计压力的 2 倍。试 验时在试验水压下保持 30min，然后将压力降到设计压力，保持 30min，无渗漏 和损坏；每个喷雾头喷出的水成雾状，当进水压力为0.35MPa，在距离喷嘴 0.3m 处取样时，水滴平均直径为 0.3m

11、m 左右；发电机灭火系统按火灾自动报警 和手动自动起动灭火装置设计；发电机火灾自动报警系统在火灾探测元件 （感烟型、感温型及红外线型等）各自单独动作时只发报警信号，其中两个同 时动作时作用停机并可延时启动自动灭火装置。探测元件在动作后，能自动复 归。3.1.16防潮装置：在机坑内下机架层沿圆周方向均布 4 只 2KW 的电加热器，电加热器与发电机控制系统相互闭锁，加热器在机组停机时能自动投入，机组 运行时能自动退出。3.1.17发电机顶罩顶部设置红色灯罩的指示灯，以辨别机组是否运行。发电3大盈江水电站（四级）机机坑内设有 50 X 5m的接地铜排，接地铜排围绕机坑一周。在下机架侧设 接地碳刷。

12、3.2运行规定3.2.1备用中的机组应具备启动条件，未经值长许可，不得在运行机组和备用机组上进行任何作业。3.2.2运行中发电机中性点必须经接地变压器可靠接地,不允许发电机中性点不接地运行。3.2.3正常时全厂机组运行台数应按调度的要求和负荷确定，全厂有两台及以上机组运行时应保证每一联合单元有一台机组运行。3.2.4发电机采用自动准同期方式与系统并列，在主变由系统充电正常后发电机与主变低压侧进行同期并列。3.2.5机组所带负荷应躲过振动区域运行，并做到经济合理地分配负荷，尽量设法使机组在最优工况下运行。3.2.6定功率3.2.6.13.2.6.2当进入发电机的冷风不超过规定温度时,在下列条件下

13、发电机能输出额在额定转速及额定功率因数时,电压与额定值的偏差不超过5%； 发电机定子电压变化时定子电流允许值：百分值（%）50-5电压（kV）14.4913.8013.11电流（kA）8.78648.36807.94963.2.6.33.2.6.4在额定电压时，频率与额定值的偏差不超过1%；当电压及频率同时发生偏差,若电压和频率同时为正偏差时, 两者偏差之和不超过 6%；若电压和频率不同时为正偏差时,两者偏差的百分数之和不 超过 5%；3.2.6.5当电压与频率偏差超过规定值运行时，励磁电流不超过额定值，定子电流不超过额定值的 105%（8.7864kA）。3.2.7正常情况下发电机应在功率因

14、数为 0.8751（滞后）的范围内运行，系统需要时发电机可进相运行，进相运行时定子和转子温度不得超过允许值。 发电机带额定有功时，无功进相不得大于（59 ）Mvar；机组有功为零时，无功 进相不得大于（ 96）Mvar。3.2.8发电机运行最高电压不得大于额定值的 110%（15.18kV）。发电机的最低运行电压应满足稳定运行的要求，一般不应低于额定值的 90%(12.42kV)。3.2.9运行中发电机电流不平衡时，机组不得发生异常振动，任何一相电流不得超过额定电流值（8368A），且不平衡电流与额定电流之比不得超过 9%(753.12A)。3.2.10发电机在额定负荷下连续运行时，冷风温度不

15、得超过 40，最低冷风4大盈江水电站（四级）温度以空冷器不凝结露为准。3.2.11在系统发生事故情况下，为了防止系统的静态稳定的破坏，允许发电机短时间内事故过负荷运行，在过负荷运行期间应注意监视线圈、轴承、热风 温度不得过高，事故过负荷允许的数值应符合下表：过负荷电流与额定电流比值1.11.121.15实际定子电流值（A）920493719622允许持续时间（min）6030153.2.12当进入发电机的冷却空气温度不超过规定温度时，发电机在额定电压、功率因数和频率下持续发出额定出力时其定子线圈温度不得超过 125，定子 铁芯温度不得超过 125，磁极线圈的最高温度不得超过 135。3.2.1

16、3发电机正常运行时冷却器水压应小于 0.4MPa,当一台空气冷却器退出运行不影响发电机的正常运行。3.2.14当发电机长期停机时，发电机的内部温度不得低于 10，发电机机坑加热器和除湿器应该根据设定的温度和湿度自动起停，机坑温度 18时，自动 启动机坑加热器；机坑温度 25时，自动停止机坑加热器，机组运行时加热器 不投入运行。3.2.15发电机启动前绝缘应满足以下要求3.2.15.13.2.15.23.2.15.33.2.16定子线圈吸收比 R60/R151.3；定子绝缘电阻 R6014M；转子回路绝缘电阻应0.5M。发电机绝缘不满足要求时可启动发电机进行短路干燥，短路干燥时发电机差动保护及低

17、压过流保护应退出运行。3.2.173.2.18机组大修或故障后应按要求对机组进行递升加压试验。启动发电机空载干燥时应关闭空冷器冷却水，干燥时机组各部温度不得超过规定值。3.2.193.2.20机组带主变递升加压时,应断开厂用变低压侧开关。 发电机出口 GCB 装置3.2.20.1 FKG2S 型 GCB 装置正常运行时控制方式置“远方”，通过计算机监控 远方发令进行断路器和隔离开关的操作，接地刀闸在现地进行操作。发电机出 口断路器试验时可将发电机出口 GCB 控制方式置“现地”，出口隔离开关在分开 时现地手动合上出口断路器。3.2.20.2 FKG2S 型 GCB 装置运行中，断路器 SF6

18、气压不得低于 0.75 MPa （20时）。各部温升不得超过规定值。3.2.21发电机保护装置3.2.21.1备用和运行中的发电机，保护装置 A、B 两套保护均应投入运行，机组在无保护时不得启动和运行。5大盈江水电站（四级）3.2.21.2保护装置退出运行时应先退出保护所有出口压板，再停用保护装置电源。投运时应先送上保护装置电源，检查保护装置上电正常（无报警和出口 信号）后，再投入保护出口压板。3.2.21.33.2.21.4行。保护装置投入和正常运行时，应检查保护压板投入正确并接触良好。发电机保护装置 A、B 屏上的转子一点接地保护装置不得同时投入运3.2.223.2.233.2.24正常和

19、备用中的发电机，其故障录波装置应投入运行。正常运行时机组稳定监录仪应正确投入运行。发电机离相封闭母线 QTK 热风保养装置不得在封闭母线带电下投入运行。正常时应在手动方式运行，机组停运 30 分钟后启动发电机封闭母线热风保 养装置运行 30 分钟，机组停运时间超过 6 小时应启动发电机封闭母线热风保养 装置运行 60 分钟。发电机开机前必须先停用热风保养装置。3.2.25发电机中性点干式接地变压器加热装置应自动投入运行,最高温度(环境温度 40时)不得超过 80。3.2.26机组不得在低转速下长期运行，机组制动装置故障和制动气源消失时不得启动。3.3设备巡检发电机巡回检查项目3.3.13.3.

20、2检查机旁监控盘运行正常，机组状态显示正常，机组运行参数显示正常；机组保护装置运行正常，信号指示正确，机组各保护投入正确，装置面板上绿色“运行”灯亮，无任何报警信号；3.3.33.3.4机组故障录波装置运行正常，无故障和告警信号；机组制动柜制动气压正常，各电磁阀位置正确，测速装置运行正常，转速信号正确；3.3.53.3.63.3.73.3.8机组轴电流检测装置运行正常，发电机轴电流小于规定值；机组振动摆度测量装置运行正常，各部振动摆度正常；机组电气柜运行正常，各参数及信号正确；发电机出线、中性点引出线连接良好，中性点接地刀闸接触良好，干式接地变压器运行正常，接地良好；3.3.9发电机滑环、刷架

21、、碳刷、引线等清洁、完整，接线紧固，运行中碳刷无火花、无跳动，碳刷磨损量在正常范围内；3.3.10发电机转子回路、励磁系统各设备运行正常，各表计指示正确，各元件及接头无发热,励磁调节装置无故障、无报警，发电机转子过压保护柜运行正 常；6大盈江水电站（四级）3.3.113.3.12发电机励磁变压器各部温度正常，各接头接触良好无发热；发电机 GCB 运行正常，位置指示正确，断路器 SF6 气体压力与密度值正常，操作机构弹簧位置及油位正常。各连接部分无过热现象，外壳接地线接 地良好；3.3.13各电压互感器完好，一、二次接线及电压互感器二次熔断器完好，电压指示正常；3.3.143.3.15发电机出口

22、封闭母线各部温度正常，外壳接地线接地良好；发电机上导、推力轴承及下导油槽油位、油色正常，各部无漏油，排油雾装置正常；3.3.163.3.17机组各部水压正常，表计指示正确，阀门位置正确，管路阀门无渗漏；风洞内清洁无杂物，空气冷却器完好，各冷却水管无破裂，冷却水压正常，空冷器无结露和渗漏，风洞内无积水和积油；3.3.18风洞无异音、异味，转动和固定部分无摩擦，发电机机坑加热器和除湿器无异常；3.3.19发电机热风保养装置动力电源和控制电源投入正常，热风保养装置操作方式在“手动”位置,控制屏上各指示灯显示正确，温度控制仪显示正常。加热器前、后端手动阀和封闭母线出风口的手动阀均在全开位置。44.1设

23、备操作机组开机、停机主要控制方式4.1.14.1.2机；4.1.34.1.44.1.5正常运行时应由计算机监控系统操作员工作站远方发令，自动开、停机；全厂 AGC 投入运行时，机组可通过全厂 AGC 进行负荷分配，自动开、停机组可在现地控制单元（LCU）发令，自动开、停机；试验时可现地进行机组手动分步开、停机；机组发生事故而保护未动作时，机组可在现地或远方进行事故停机。4.2机组负荷调整4.2.14.2.24.2.34.2.4单机运行时通过操作员工作站进行负荷调整；全厂 AGC 投入运行时，由省调或本厂给定负荷，全厂机组负荷自动分配；机组现地控制单元（LCU）进行负荷调整；进行试验或特殊工况时

24、，调速器切电手动运行，手动调整负荷。4.3发电机检修后启动前的准备工作4.3.1发电机检修后恢复备用前，有关设备回路的检修工作必须全部结束，将有关工作票全部收回，拆除临时装设的安全措施（接地线、标示牌、临时遮栏），7大盈江水电站（四级） 并恢复常设遮栏；4.3.24.3.3按发电机巡回项目对发电机各个部分进行全面检查满足启动条件； 在发电机恢复备用前，应测量发电机定子及转子回路的绝缘电阻，并作好记录。机组绝缘不满足要求时，发电机不得投入运行，应按要求进行空载干 燥或短路干燥；4.3.4机组出口断路器、磁场断路器分合闸试验和保护联动试验正常。4.4机组开机条件4.4.14.4.24.4.34.4

25、.44.4.54.4.64.4.74.4.84.4.94.4.104.4.114.4.12机组在停机态；机组无电气事故和故障； 机组无机械事故和故障； 制动闸全部落下； 制动系统气源正常； 空气围带无气压； 导叶在全关位置； 气动剪断销气源正常； 剪断销未剪断；进水球阀全开；机组压油装置压力正常； 接力器锁锭拔出。4.5发电机检修4.5.14.5.24.5.34.5.44.5.54.5.64.5.74.5.84.5.9检查机组全停，发电机出口断路器在断开；断开发电机出口隔离开关；断开机端电压互感器二次开关；拉开发电机中性点接地刀闸；励磁系统停电；退出发电机保护出口压板；通知维护人员配合测量机组

26、绝缘(定子、转子及励磁变压器)； 验电并按要求推上地刀和装设接地线；悬挂标示牌和装设遮拦。4.6发电机检修恢复4.6.14.6.24.6.34.6.44.6.54.6.6查发电机临时安全措施已拆除,常设安全措施已恢复；查发电机出口断路器及隔离开关在分；投入发电机出口 GCB 装置电源；查发电机保护及故障录波装置运行正常，发电机保护投入正确； 查计算机监控系统、励磁系统、调速系统等恢复正常；合上机端电压互感器二次开关；8大盈江水电站（四级）4.6.74.6.84.6.9推上发电机中性点接地刀闸；检查发电机出口 GCB 操作压力及 SF6 气压正常； 合上发电机出口隔离开关。4.7机组手动开机4.

27、7.14.7.24.7.34.7.44.7.54.7.64.7.74.7.84.7.94.7.10所有检修工作全部结束；检查机组满足开机条件；检查机组机坑加热器在切除；检查机组气动剪断销气源投入正常；手动投入机组技术供水；启动机组轴承排油雾装置；将调速器控制方式置“电手动”位置； 在调速器电气柜上调整导叶开度至空载位置； 监视机组转速逐步上升至额定转速； 检查机组在空转态。4.8机组手动停机4.8.14.8.24.8.34.8.44.8.54.8.64.8.74.8.84.8.94.8.104.8.114.8.124.8.134.8.14检查制动气源气压正常；将机组有、无功负荷减至空载；断开发

28、电机出口断路器；将发电机励磁调节柜“整流/逆变”切换开关置“逆变” 检查机端电压为零；将调速器控制方式置“电手动”方式；手动关闭导叶开度至零；监视机组转速下降正常；检查机组转速下降至 20%额定转速时手动投入机组除尘器； 机组转速下降至 20%额定转速时，投入制动装置； 监视机组转速至零时，手动复归机组制动闸；退出机组除尘器；退出机组排油雾装置；关闭机组技术供水电动阀。4.9机组自动开机4.9.14.9.24.9.34.9.44.9.54.10机组开机条件满足；机组现地控制单元（LCU）运行正常；在监控系统操作员工作站（或现地）发开机令； 监视自动开机流程及自动装置动作情况； 机组并网正常后按

29、调令调整机组负荷。机组自动停机9大盈江水电站（四级）4.10.14.10.24.10.34.10.44.10.5检查机组制动系统气源气压正常；机组现地控制单元（LCU）运行正常；调机组有功负荷、无功负荷至空载；在监控系统操作员工作站（或现地）发停机令； 监视自动停机流程及自动装置动作情况。4.11发电机零起升压试验4.11.1发电机零起升压试验应具备的条件4.11.1.14.11.1.24.11.1.34.11.1.44.11.1.54.11.1.64.11.1.74.11.1.8发电机临时安全措施已拆除,常设安全措施已恢复；发电机出口断路器及隔离开关在分闸；发电机中性点接地刀闸在合闸；机端电压互感器投入，二次开关合上；发电机保护及故障录波装置投入运行正常，发电机保护按要求投入；计算