江南体育app下载五、发电机运行 １．起动前的检查项目和要求 在发电机的主、辅设备以及其他有关设备的安装工作结束后,由机组的使用单位及安装、调试单位根据专门的试运大纲进行整套机组设备的启动、试运工作。 机组起动之前必须具备下列基本条件： 结束与机组直接有关的土工程，具备所需的全产照明和局部重点照明。 结束发电机组的主、辅设备及其一次、二次线路系统（及其仪表电气设备）的安装工作。 完成发电机组交接试验项目中所有启动前的电气测量及试验。 所有安装记录、启动前的测量和试验记录以及主要设备的合格证书应齐全成册。 定子冷却水控制系统、氢气控制系统、密封油控制系统以及监测装置、信号装置、保护装置均调试完毕并投入工作。 安全措施及消防措施必须完备并得以实施。 结束轴承和油密封装置包括信号管路的通油清洗工作。这一冲洗最好持续3个月并确认进出没已达到完全合格状态。同时应检查轴瓦、密封瓦内有无杂物所造成的磨损和划伤理象。 控制密封油压，使其达到规定值范围。发电机内充氢至额定压力。充氢必须采用中间介质置换法，所用氢气、二氧化碳或氮气（压缩空气）必须符合有关标准的要求。 氢气冷却器通水，并且水量调至额定值。注意排气、防止气堵，同时调节回水阀门使循环水压达到运行压力。 定子绕组内通水、控制冷却水进出压力，并且使水量、温度和导电率等指标达到规定值，注意排气、防止气堵。 ２.发电机组的起动 发电机在转子盘车转速、定速过程中必须监测轴振动情况，并注意发电机内部有无动、静部件碰撞声、摩擦声或其它异常声音。如发现异常情况，应立即停机，直到找出并消除异常现象的根源为止。 发电机转子转速的增长速度由汽轮机的启动条件决定.但必须注意不得在临界转速附近停留。 转子转速达到额定值后,除测量转轴情况外,还必须进行下列项目的检查： 电刷与集电环接触状况。 轴承与油密封装置的回油温度及轴瓦温度。 励磁装置的情况。 发电机与变压器及电网的相序是否一致（发电机为正相序）。 定子绕组的定子冷却水及氢气冷却器、油水冷却器、水水冷却器中的二次水的循环情况。 上述检查中如发现异常情况应立即停机排除故障。 如果在起动过程中未发生异常情况可不停机。直接进行下一步试验及试运工作。特试运完成之后再进行轴瓦、密封瓦内部的检查与清理工作。 ３.发电机组的调试 发电机组的起动达到正常要求以后，则可进行有关的调试工作。所有调试工作必须在冷却介质处于额定参数（压力、纯度、流量、温度、导电率等）下进行。 电气测试 此项工作须在额定转速下进行： 测量励磁回路的绝缘电阻值。 在转子绕组励磁状态下，通过测量轴端对地电压，检查轴承及油密封装置的绝缘情况。 其它测试项目。 保护装置的调试 在进行上述电气测试过程中，所有各项保护装置都要进行调试并投入运行。对于保护装置调试所需要的，但本说明书未规定的特殊运行方式，应与制造厂代表共同商定。 ４.并网 发电机并网之前应完成的工作： 所有起动前的准备和起动工作。 有关的交接试验和电气试验。 所有保护装置调试完毕并投入运行。 将定子机座接地。 发电机可使用自动（或手动）准同步装置并入电网。 必须注意，发电机定子绕组在不通水或水质不合格情况下，严禁励磁升压及并网。 ５.机组的综合试运行 发电机并网及带上负荷后，发电机主、辅设备应进行168h综合试运行。在综合试运行中，应按照要求进行监测和维护，并将监测结果记入综合试运行工作记录中。 在事故情况下，如果转子绕组和定子绕组过载未超过有关规定的数值，且发电机的电压未超过额定值的110%，则应不干涉自动励磁调节装置和强行励磁装置的工作。 ６.整套机组设备试运行的结束 如果机组在连续运行168h中未发现明显的问题，而且平均有功负荷不低于80%额定值。那么168h连续运行结束后，应对发电机进行全面检查。此时，不论试运行期间是否发现问题，应拆开端盖、轴承、油密封装置，检查轴颈、轴瓦，密封瓦、内、外挡油盖等。如果转子轴颈有划伤，则应进行光滑处理；如果轴瓦和密封瓦上轴承合金有划伤，应用刮研的方法消除缺陷，如果油挡隙增大应设法消除。 如果在机组试运行过程中，发现轴振动超过允许值，则应仔细分析转轴的找中心情况、转子的动平衡情况及轴承部件有无松动情况等。 此外，应消除发电机及其管路、法兰、阀门等部件所存在的密封不严密现象。 ７.发电机组交付运行 整套机组起动试运行工作结束后并消除了检查中所发现的缺陷后，即可将机组交付使用投入运行。正式交付运行时，应办好证明文件，并附上所有中间证明文件，安装、起动，试运行工作记录及有关技术方面的纪要等。 ８.允许的运行方式及规定 发电机长期连续运行 发电机在满足规定的有关技术数据及技术要求，同时又得到正确维护的条件下，能够长期连续运行。发电机长期连续运行额定功率为600MW，最大连续功率为654MW。 发电机在不同工况下的运行能力见发电机出力曲线kV 额定电流：19245A 额定功率因数：0.9 额定频率：50HZ 额定转速：3000r/min 额定氢压：0.4Mpa 短路比：0.54 相数：3 额定励磁电压：428.1V 额定励磁电流：4128A 发电机在额定电压、额定功率因数和额定氢压下不同负荷时的计算效率见表2，发电机负荷与损耗效率关系见发电机损耗和效率曲线 发电机不同负荷时效率 有功功率（MW） 150 300 450 600 654 效率（%） 98.53 98.99 99.05 99 98.95 发电机功率（MW） 发电机损耗和效率计算曲线 发电机空气冷却运行 发电机不允许以空气冷却带负荷运行。 如果需要短时空冷、空转运行或进行其他有关不通电的试验时，必须遵守下列条件： 油密封装置及其密封油控制系统投入工作。 机内空气压力保持在约0.01MPa（g/m3（20℃、0.01MPa时）。 发电机冷却器投入工作。 每次空冷、空转运行持续时间不得超过4h。 min。 (I2)t=37.5s 式中：I——定子过电流的标么值； t——持续时间，适用范围10s～60s。 转子绕组能承受表4中规定的短时过电压运行，而不产生有害变形及接头开焊等情况。这种工况每年亦不得超过2次，时间间隔不少于30min。s） 10 36 60 120 励磁电压 额定励磁电压 208 146 125 112 发电机失磁时的异步运行 在未进行应有的试验，并将试验结果与制造厂商定之前，不规定发电机异步运行能力。但在事故条件下，发电机允许短时失磁异步运行（见发电机失磁异步运行曲线）。当励磁系统故障，且电网条件允许时，失磁运行的持续时间不得超过15min，此时允许的负荷在额定的40%以内，而且发生失磁时，在最初60S时间内需将负荷降至额定值的60%，90S时间内降至额定值的40%。 发电机失磁异步运行曲线 注：失磁后，一旦调节不当江南体育官网，使功角大于静稳极限角时，发电机将因静稳破坏导致失步s内不能投入运行，定子电流须在2min内以每分50%额定电流的速率下降到额定值的15%，在冷却水电导率没有明显恶化的前提下，发电机可以在15%额定定子电流下运行1h（见发电机短时断水运行曲线）。 短时断水运行时间（S） 发电机短时断水减负荷运行曲线 不平衡负载运行 当发电机运行负载不平衡时，如果持续负序电流不超过额定电源的8%，且每相电流不大于额定电流，允许发电机长期运行 不平衡短路 在极短时间内，发电机能够承受事故状态下的不平衡负荷。为了防止负序电流产生的损耗引起转子磁极表面和护环的局部过热和烧损，必须严格控制事故状态下的不平衡负荷及其时间。因此规定负序电流标幺值的平方与事故时间的乘积不许大于10S，即（12/1N）2·t≤10S.事故负序电流的允许值和相应的时间按表5中规定。 表5 负序电流和时间限值 t（S） 2.5 4 5 10 （12/1N）（%） 200 158 141 100 发电机调峰运行 当电网需要时，发电机允许调峰运行。 发电机每年起、停机允许330次，即在整个发电机使用寿命期限内，停机次数不超过10000次。 发电机负荷增减率，一般每分钟为额定负荷的5%，但紧急状态下取决于汽轮机。 发电机进相运行 发电机进相运行的允许范围主要受发电机静态稳定和定子铁芯端部构件发热两个因素的限制，发电机在结构上能满足在超前功率因数为0.95和额定功率的情况下稳定运行。 发电机电压与频率的变化范围 发电机在额定功率因数，电压偏离额定值±5%，频率偏离额定值±2%时能连续输出额定功率。当频率偏差大于上述频率值时，允许运行时间按表6中规定。 表6 偏频运行时间限值 运行方式 频率范围（Hz） 最大累计或持续时间 寿命期累计时间（min） 每次持续时间（s） 异常 51.0～51.5 30 30 正常 49.0～51.0 连续运行 异常 48.0～49.0 300 300 47.5～48.0 60 60 注意,电压升高同时频率降低工况可导致发电机和变压器过磁通量,电压降低同时频率升高工况可导致发电机旋转部件所承受的应力增大.这些因素将引起发电机温升增高和寿命的缩短,应尽快降低负荷或限制这些工况运行.因此,当发电机在额定功率因数,电压偏离额定值±5%,频率偏离额定值+3%～-5%时,输出功率和允许运行的时间不许超出表7中规定。 表7偏频运行输出功率和运行时间限值 电压（KV） 19 20 21 19 20 21 频率（Hz） 47.5 47.5 47.5 51.5 51.5 51.5 有功功率（MW） 600 600 530 600 600 600 定子铁芯温升(K) 25.78 27.49 27.35 24.48 24.88 24.95 转子绕组最高温升(K) 70.65 82.15 83.33 53.54 54.89 60.51 每次允许运行时间(min) 1 1 1 0.5 0.5 0.5 寿命期内累计(次) 60 60 60 30 30 30 发电机运行氢压 发电机正常运行时,机内氢压必须高于定子冷却水的水压。特殊情况下需要降低氢压运行时，须与制造厂协商，且运行时间不应超过4h,此时发电机允许负荷应根据温升试验确定。未经试验确定前的允许负荷可参考表8。 表8低氢压运行参考数据 氢压（MPa） 有功功率（MW） 定子电压（V） 定子电流（A） 功率因数 0.3 549 20000 17321 0.915 0.2 498 20000 15396 0.935 氢气温度与负荷关系 当发电机冷氢温度为额定值时，其负载应不高于额定值的1.1倍；当冷氢温度低于额定值时，不允许提高发电机出力；当发电机冷氢温度不高于额定值时，每升高1℃时，定子电流相应减少2%。但冷氢温度超过48℃不允许发电机运行。 氢气冷却器与负荷关系 发电机正常运行时须投入两组、共四台氢气冷却器（每组两台），以维持机内冷氢温度恒定。当断开一台氢气冷却器时，发电机的负荷须降至额定负荷的80%或以下运行。 氢气冷却器进水温度超过额定值时，可根据运行氢压和氢温调节负载运行，祥见附录G-发电机负载与氢气冷却器进水温度、氢气压力关系曲线．发电机的保护 发电机的保护方式由电厂的设计部门制定。但发电机至少设有下列运行保护。 继电保护种类 相间短路保护及差动保护：又分为发电机（纵差）和发电机变压器组（纵差）差动保护。功能是当相间短路时，将发电机与电网解列，同时解除发电机励磁。 定子绕组接地保护：功能是当定子绕组接地时发出报警信号，并将发电机与电网解列，同时解除发电机励磁。 转子绕组接地保护：功能是当绝缘电阻值降低到10KΩ时发出报警信号，当绝缘电阻值降到4KΩ及以下时，将发电机与电网解列，同时解除发电机励磁。根据励磁系统设备不同，此项要求可能不同，或无此项功能，最终以励磁系统说明书为准。 异步运行保护 定子绕组过电压保护：功能是当定子绕组的电压高于额定电压的1.2倍时，将发电机与电网解列，同时立即（无延时）解除发电机励磁。 负序电流过载保护：功能是当I2/IN=0.08额定电流时发出报警信号，并按（I2/IN）2·t=10s整定电流延时，将发电机与电网解列，同时解除发电机励磁。 外部短路引起的过负荷保护：功能是当出现外部短路引起过负荷时，立即将发电机与电网解列，同时解除发电机励磁。 零序保护：功能是当发电机出现零序电压时，立即发出信号，使发电机与电网解列，同时解除发电机励磁。 定子绕组对称过负荷保护：功能是当定子对称电流高于1.1倍额定电流时立即发出报警信号，并按规定整定时间，使发电机与电网解列，同时解除发电机励磁。 转子绕组过负荷保护：功能是转子过电压时限特性应符合规定。 大气过电压和操作过电压保护：功能是当发生大气过电压或操作过电压时，来自变压器的冲击电压高于定子绕组额定电压的1.1倍时，使发电机与电网解列，同时解除发电机励磁。 轴承绝缘监测装置。 （２）其他保护装置 轴承断油保护：当发电机轴承润滑油流量低于700L/min并继续下降时，发电机同汽轮机应当跳闸停机。 定子绕组过热保护：当定子绕组任何两个现层线K时，应当发出报警信号，当此温差达到12K时应立即将发电机与电网解列，同时解除发电机励磁。 发电机定子绕组冷却水流量保护：当定子绕组冷却水流量降低至额定值的68%时，发出报警信号。当流量下降至额定值的52%时，发出事故信号，使发电机从电网解列，同时解除发电机励磁。或按5.8.7中的规定运行。 氢气冷却器中的水流量保护：当氢气冷却器中的水流量降至75%额定值（实际额定流量）时保护装置发出报警信号，当流量继续下降至30%额定值（实际额定流量）时保护装置延时3min，使发电机与电网解列，同时解除发电机励磁并停机。 １０．运行时监测和注意事项 为确保发电机的正常运行，除了设置各种必要的保护装置以外，还需为发电机配备各种必要的监视测量仪表及其信号装置、控制装置和自动化装置等，用于监控和记录有关机组运行状态、电气参数、冷却介质参数及机械参数。如有功功率、无功功率、定子电压、定子电流、转子电压、定子绕组温度、定子绕组冷却水压力和流量及进出温度、定子铁芯温度、机内氢气压力和温度及湿度、氢气冷却器水温度和压力及流量、轴承和密封油温度和压力及流量、轴承合金温度、轴振动和漏氢量等。而且须用自动记录仪表或指示仪表测量这些量值，并记录到相应的报表内。 其他参数亦应定期记录到相应的报表内。应监测的参数项目及记录周期见表9 表9 发电机监测参数项目表 序号 监测参数的项目 记录周期 1 有功功率 连续记录 2 无功功率 连续记录 3 定子电压 连续记录 4 定子电流 连续记录 5 定子绕组温度 连续记录 6 定子铁芯温度 连续记录 7 定子冷却水进出水温度 连续记录 8 定子冷却水流量 连续记录 9 机内氢气压力 连续记录 10 氢、空侧密封油压、油温 连续记录 11 冷、热氢气温度 连续记录 12 轴瓦温度 连续记录 13 轴承回油温度及油量 连续记录 14 油密封装置油量 连续记录 15 氢气冷却器、油水冷却器、水水冷却器进水温度 连续记录 16 轴承室内氢气含量 连续记录 17 轴颈和轴承振动值 连续记录 18 定子绕组水路及其外部定子冷却水系统内氢气含量 连续记录 19 封闭母线外壳内氢气含量 连续记录 20 氢油间压差 连续记录 21 水水冷却器及过滤器前后定子冷却水压力 每4h一次 22 机内氢气纯度（自动分析仪） 每4h一次 23 机内氢气定期化学分析 每4h一次 24 氢气冷却器及空气冷却器水流量 每4h一次 25 定子绕组进出水压力 每4h一次 26 励磁电压 每班一次 27 油水冷却器前后密封油温度 每班一次 28 定子冷却水化学特性 每班一次 29 定子冷却水电导率（固定仪表） 每班一次 定子冷却水电导率（化验分析） 每周至少一次 30 过滤器前后密封油压力 每班一次 31 压差阀、平衡阀跟踪情况 每班一次 32 励磁回路绝缘电阻值 每班一次 33 定子绕组水路及其外部定子冷却水系统内氢含量（定期化验分析） 每班一次 34 机内氢气湿度（定期化验分析或用仪器） 每班一次 35 充氢前氢气湿度（化验分析） 每次充氢及补氢前 36 漏氢率及漏氢量 第昼夜一次及补氢时 37 轴振动值（定期就地测量） 每周一次 表9中未列出的其它监测参数应定期记录到相应的报表内。 如果配备了监测记录装置，则监测记录方式如下： 被监测参数的测量周期为7s（由集中监测装置自动实施）。 正常运行方式下集中监测装置应每隔1h自动记录所有被监测参数。 当被监测的任何一个参数超过允许值范围并发出音响信号，运行操作人员应立即使集中监测装置每隔1min打印一次已经偏离允许值范围的参数，并将该参数引到集中监测装置灯光信号盘上，以便于运行操作人员随时监视（同时按6.2中的规定进行处理）直至参数恢复到允许范围内为止。 如果集中监测装置由计算机系统控制，其监测记录方式则如下： 计算机系统储存器中被监测参数的记录周期不超过30s。 正常运行时，被监测参数自动接到打印装置上打出报表，时间间隔为1h。 当被监测的任何一个参数超出允许值范围时，应自动接到打印装置上（参数从偏离允许值范围至回到允许值范围内的全过程。）此时运行操作人员应当立即以相应幅面接到电子射线显示器上，以随时对偏离允许值的参数进行监测（同时按6.2中的规定进行处理）,直至该参数恢复到允许值范围内为止。 当切断发电机的任何一个保护装置动作，即使一个参数超出第二整定值时，在保护装置动作之前1h，min。此项试验不得在机组并网后补做。 定子绕组绝缘介电强度度验必须具备下列条件： 定子绕组与引线的连接处绝缘包扎完毕并烘干固化。 定子绕组定子内冷水路与外部水系统接通，水质经化验确认合格，定子冷却水可正常循环。 定子绕组的各相绝缘电阻值（相间及对地）均不低于1000MΩ（用2500V水内冷电机定子绝缘测试仪分相试验1min时数值）。 当任何一相的绝缘电阻值因受潮而低于上述要求时，应对其进行干燥处理。可用加热的定子水通入定子绕组水路进行自欺欺人循环，水温控制在70℃～80℃范围内。 转子绕组（及引线装置）对地绝缘介电强度试验，根据用户与制造厂（或代表）协商确定是否进行。在进行试验前，应测量其绝缘电阻值。如果转子绕组绝缘电阻值低于合格证之值的一半时，应对其进行干燥处理。 表11 发电机绝缘强度试验 序号 被测部件名称 试验电压标准（KV） 试验种类 1 定子绕组（连接引出线及瓷套端子后） 见注（2） JJ 2 发电机转子绕组 10UfN×75%或用2500V兆欧表代替 3 定子绕组 1.5UN DX 4 定子绕组 UN 大、小修后投入运行前 注：1）无论是绝缘的直流介电强度试验，还是交流工频介电强度试验，均必须在通水情况下进行，其流量应不小于额定值75%，水质必须合格。 2）直流介电强度试验的最高施加电压值，为3倍额定电压值，交流介电强度试验的最高施加电压值为制造厂出厂试验值（见产品合格证书）的75%。 3）发电机的安装交接绝缘介电强度试验只能进行一次，不许重复。在以后的检修中需要进行介电强度试验时，必须适当递减施加电压值，时间均为1min。 测量绕组冷态直流电阻值 绕组冷态直流电阻值测量按表12中规定进行。 表12发电机绕组冷态直流电阻检测 序号 被测部件名称 度验条件及标准 1 定子绕组 分别测得每相电阻值，测得的各相电阻值（扣除引线%。是同一相电阻测量结果与以前测得值相差不得超过2%（同一温度下） JJ DX 2 转子绕组 测得的电阻值与以前测得值相差不得超过1%（同一温度下） JJ DX 3 铂电阻测温无件 测量每个元件及其接到端子板的引线的电阻值 JJ DX 注：在记录电阻值的同时，应认真测取被试部件的平均温度并记录。 测量转子绕组交流阻抗及漏磁波形（JJ、DX） 在静止及不同转速下（从500r/min至3000r/min分成若干段）测量发电机转子的交流阻抗值。还应在其他情况下（如转子在机内、外及定子绕组开路和短路等）测量转子绕组的交流阻抗值，并与以前测得的结果进行比较。 如发电机装有漏磁波形在线监测，在发电机开路、短路及实负荷工况下，测量转子在定子腔内的漏磁波形，以判断转子绕组匝间绝缘状态。 轴承室及油密封的严密性检查试验（JJ、DX） 将发电机轴承室内外清理干净后，封好下部所有的孔。然后注入煤油进行严密性检查试验，历时12h以上，不得有渗漏现象。 发电机定子绕组水路（包括引线、引出线、中性点引线及出线端子）的严密性试验按JB/T6228—92《汽轮发电机绕组内部水系统检验方法及评定》进行严密性试验。 发电机气密试验（JJ、DX和XX）：按JB/T6227—92《氢冷电机密封性检验方法及评定》进行气密性试验。 转子绕组通风道检查试验JJ、DX：按JB/T6229—92《汽轮发电机转子直接氢冷通风道检查方法及限值》进行风道检查试验。 空载特性和短路特性试验（JJ）：此两项试验以首台机型式试验结果为准。 温升试验：此项试验根据需要有选择性地进行。 振动测量（JJ、DX、XX和ZJ）：在额定转速不带励磁、空载以及带负荷运行工况下，在轴颈上和（必要时）在轴承座上测量振动。 气体成份的监测分析（JJ、DX、XX和ZJ） 氢控站制出的氢气纯度应不低于99.7%.氢气中不许含有硫化氢和水分。 定子冷却水水质的监测分析（JJ、DX、XX和ZJ）：定子冷却水水质应达到规定值。 气隙测量：按中心对称法测量发电机定、转子之间气隙值，相对两点测量之差的绝对值，应不大于0.8mm。 发电机噪声等级的测量：发电机噪声级的测量方法按GB10069.1～3规定。带负荷及空载情况下测量的平均噪声级应不超过90dB(A)。 2．故障后的检查与试验 在发电机经受严重的故障工况后，诸如二、三相短路、线对中性点短路或严重的异相合闸后，对其定子绕组上的每个水接头，绕组端部的固定件必须立即进行仔细检查（包括水密封检查）和适当的维修工作，否则在下次事故时，就会产生严重且酿成灾难性事故。通常对这类故障的检查可在不抽出转子的情况下进行。检查并经适当的维修工作后，按表11中规定递减进行交流耐压和直流耐压试验。 上述事故在转轴和联轴器上也产生较大的扭矩，这就可能导致联轴器上销子的弯曲剪断或转轴扭曲。因此，必须对这些部件进行及时检查和测量。 在发电机运行中发生严重的不对称负荷故障时，必须对发电机转子和护环及时进行检查，否则将可能造成重大事故。 当发电机轴承出现断油故障或造成抱轴事故后，必须对电机转子轴颈进行着色、磁粉或超声波探伤检查，同时进行跳动检查，确定转子无问题，修复或更换轴瓦后，方可并网投入运行。 在运行中，当某个保护动作引起发电机解列后，必须对相应的保护进行检查，弄清情况后，才允许将发电机并网投入运行。 3．发电机的维护 发电机充氢置换和排氢置换 必须使用惰性气间接置换。严禁使用真空充、排氢法。 充氢顺序为先用惰性气体驱赶机内空气，再用氢气驱赶机内的惰性气体，最后升高氢压。 排氢顺序与充氢顺序相反。 发电机充氢和排氢的技术操作步骤见氢气控制系统产品说明书。在充氢和排氢过程中应使被驱赶气体（空气除外）维持一定的压力。 轴承和油密封装置的维护 发电机轴承润滑油回油温度、润滑油压及流量，由装在进油管路上的节流孔板和改变进油温度来控制和调整。 发电机油密封装置的密封油流量及回油温度由外部密封油控制系统调节控制。 在机组运行过中，为避免轴电流损伤轴颈表面、轴瓦及密封瓦内表面，必须保证对轴承及油密封装置的绝缘进行严格的维护。发电机轴承及油密封装置所使用的全部绝缘零件（如垫板、垫圈、套管等）应注意不得脏污。如有脏污须用挥发性溶剂清理或擦净。 不允许被绝缘的轴承和油密封装置通过任何金属物或其它导体接地。 每周至少测量一次转子端头之间以及轴承与大地之间的电位差，以评价轴承绝缘状况。通过引出端子定期检测励端轴承座用及轴承止动销、轴承顶块、间隔环的对地绝缘，并将测量结果记录存档。 在确保轴承、油密封装置达到规定绝缘水平的同时，要对转子接地装置进行定期检查和维护。 对励磁回路绝缘电阻的检测与维护 当励磁回路的绝缘电阻值下降时，必须采取措施使其恢复到允许值以上。 发电机励磁回路的绝缘电阻值低于0.5 MΩ时的运行,须经总工程师批准才允许.若绝缘电阻值持续降至15 KΩ时,必须在一小时内将备用励磁切换投入,并检查确定绝缘电阻降低的部位,同时应对集电环电刷装置进行清理和干燥.如果投入备用励磁之后绝缘电阻值不见回升,且清理干燥措施均无效果,应尽快停机检修,最迟不得超过7天。 在励磁回路绝缘电阻降低状况下的运行中，每班应至少6次检测绝缘电阻值，如绝缘电阻值继续降至10KΩ须报警，降至4KΩ立即停机。 集电环和电刷的维护 对集电环和电刷的监视、维护并及时处理其发生的故障和损伤，是保证发电机长期稳定运行的重要工作之一，每日、每周和停机期间均须安排检查维护工作。 １）日检查 每日的工作班组应对碳刷做直观的检查。观察是否有火花及火花的大小，集电环和电刷装置的温升及噪声情况等。如发现碳刷火花、过多的碳粉或碳刷振动，应按周检查要求进行维修。停机时，应检查构成滑动接触的各部件的工作是否正常，氧化膜是否过厚或过薄，氧化膜是否均匀并有光泽，集电环的表面状态是否良好，通风沟是否堵塞，电刷接触面是否光亮或者有划痕、灼痕，电刷体在刷盒内上下滑动是否灵活，弹簧压力是否均匀，其压力值大小是否符合技术要求等。 ２）周检查 每周对碳刷做一次全面的检查,通常这些操作是在电机运行时进行的,要小心注意安全,检查项目如下: a)电刷的活动情况：用提刷的方法检查鉴定电刷在刷盒内上下活动是否自由,有无卡刷和电刷焊附在刷盒壁的现象(电刷与刷盒配合的间隙太小会产生卡刷现象.电刷受力不合理时,会产生电刷焊附现象,当电刷在工作时上下微动,电刷与刷壁之间的接触电阻逐渐降低达到一定程度时,由于热和电的作用,电刷就粘附在刷盒上而失去了上下活动的能力)。 当发生有卡刷和电刷焊附现象时，应立即研磨电刷和清理刷盒内壁，使电刷恢复上下自由活动的能力。 b)弹簧压力状况：恒压弹簧推荐的压力值是12N～15N。所有的恒压弹簧维持相同的压力是保证电刷稳定工作和各电刷之间的电流均匀分布的重要因素。明显的压力差异往往会表现为电刷不同的磨损率。在运行中应根据电刷（及集电环）的磨损情况检查和判断弹簧的工作状况，并使压力尽可能均匀。 c)电刷振动状况：运行中造成振动的因素很多，尤其是集电环不光滑或存在偏心。 d)电刷磨损状况：当运行中的电刷磨损到其顶部仅高出刷盒上的设置的观察槽底约3mm时，应更换新电刷，所有的碳刷应采用同一牌号。新电刷开始使用前必须进行磨弧，然后才允许投入使用，磨弧专用工具按集电环、电刷架装置仿制。 e）电刷的连接状况：检查电刷是否有脱辫现象，装配时的固紧部件是否松动现象，导线是否氧化及是否有烧断股线现象等。电刷的接触面要力求和集电环表面相吻合。在运行期间由于发热或振动的影响而使刷握、刷辫的螺钉发生松动时，应立即予以紧固。 f）隔音罩内环境状况：可用压缩空气和吸尘清理集电环、刷架装置附近特别是绝缘部件上的碳尘及灰尘，以避免减低励磁回路的绝缘电阻。注意隔音罩内的座式轴承下绝缘垫片表面及周围亦不许附着碳尘、灰尘和油污等。 ３）停机检查 a）每次停机期间，应清除集电环通风沟、孔内的碳尘物，以免影响通风效果。同时应特别注意检查集电环底部（运行中不易检查）的电刷情况。 b）为了使两集电环的磨损均匀，每隔一段时间（至少每年一次）将发电机的集电环极换。如集电环凸凹点及变形偏心，应进行处理。对于集电环表面的凸凹点，轻者用细纱布打磨（用专用木瓦辅助），对于由划伤或灼伤造成较严重的凸凹点。用重新精车的方法处理。 氢气冷却器的维护 氢气冷却器投入工作时，必须根据其技术数据及技术要求保持额定的运行方式。 运行中不允许受到水的冲击。 不允许发生冷却水温的急剧变化。 不允许超过冷却器使用标准的腐蚀性化学物质及任何颗粒进入冷却器中。 为防止腐蚀或脏污，每年应清理一次水室、盖板和管板的内表面（并涂防腐层）。 根据冷却水的状况定期清理冷却管内表面。 发电机拆开检修时，应将泠却器抽出进行外部检查和清理，检查密封件、冷却管散热片的状况。必要时应将冷却器用蒸气和热水清洗散热片，随后用干燥空气吹干。 每次检修和清理之后，应进行0.8Mpa（表压）的耐水压试验，历时30min。 发电机长期停机且不需要投入冷却器时（超过5昼夜），应将冷却器内部的水排净。 （６）定子绕组冷却水内部供水管路的维护 当拆下发电机端盖时，应对发电机内部定子绕组供水管路进行检查，尤其是金属软管和波纹补偿器，这些部件若存在缺陷应及时更换。否则会留下故障隐患。 4．发电机组的停机 当发电机按计划要求停机时江南体育官网，首先应卸去其有功负荷和无功负荷，然后与电网解列并灭磁。发电机解除有功负荷的方式由汽轮机运行规程决定，解除无功负荷由励磁系统控制。必须在蒸气不再进入汽轮机及发电机无功负荷完全消除之后，才可跳开发电机断路器（解列）。 在发电机组停机期间，机组厂房内的温度如果等于或低于5℃时，应没法采取保温措施使厂房温度达到允许范围，否则不能停止定子冷却水的循环。如果在此状态下停机时间较长(或停机超过3个月以上)，此时定子内必须充1KPa（表面）氢气或氮气，保持密封油系统运行，定子水系统保持要求的水质运行。 为了保证发电机的可靠运行，发电机组的起停次数应尽可能减少.尤其应采取有效措施避免突增负荷及甩负荷,从而减少发电机组承受冲击性电磁负荷、电动力负荷、热负荷及机械负荷的次数，延长发电机使用寿命。 5．发电机的检修 计划停机检修的周期 发电机在其整个使用寿命的周期，必须有计划的定期进行大修和小修。 发电机组的第一次大修（亦称大检查）必须在机组投入运行后一年内进行，以后的大修则每隔三到五年进行一次。发电机每次大修（或大检查）时都要抽出转子。 发电机组的小修在相邻两次大修之间根据需要进行。 计划检修的工作内容 根据检修计划的内容及本说明书的有关要求，制定检修工作程序，检修工作应按此程序及相应的安全措施和技术规范进行。发电机的检修包括下列工作： 常规的检查、测试及维护工作。 消除在机组运行期间发现的，但无法在运行中消除的故障及缺陷。 提高发电机组运行可靠性方面的工作。如预防事故的措施及各种改造项目。 在停机后进行检查时及在检修中发现的未预料的问题所造成的必须增加的工作项目。 可能发生的故障和消除方法 机组在运行期间可能发生的具有共性的故障及产生的原因和消除方法见表13。 表13发电机故障和处理方法 序号 故障特征 可能原因 处理方法 1 密封油漏入机内 1）内挡油盖及挡梳齿与转轴的间隙过大。 2）氢油压差过大或波动。 3）回油管坡度不足。 4）密封瓦与轴的间隙过大。 5）内挡油盖密封垫损坏。 6）油封箱排补油阀失灵。 更换挡油盖或挡油梳齿。 2）检查压差阀、平衡阀情况，调整氢油压差符合规定值。 3）加大回油管道的坡度。 4）重浇轴承合金再进行机械加工，使其间隙值符合标准要求或使用备品。 5）更换整圆的新密封垫。 6）将漏入机组的油清除干净。 2 转子轴颈工作面被研磨或划伤 1）油中有机械杂质。 油管未经彻底清洗。 清除油中杂质，加强过滤。 清理和冲洗油管。 砂光或重车被划伤的轴颈，必要时重配新轴瓦。 3 轴承漏油 油量过大或油压过高。 2）外挡油盖与轴间隙过大。 3）轴承部件结合面不严密。 4）密封垫损坏。 1）采取节流措施，减少流量至正常值或限制油压。 2）更换挡油盖上的梳齿，使其间隙恢复正常。 3）用手工研刮或机械加工将结合面修整。 4）更换新密封垫 4 机内发现水或定子冷却水中含氢 1）连接法兰螺栓松动，密封结合面接触不良。 2）绝缘引水管损坏或其两端管夹把合不紧。 3）线棒与水接头钎焊处渗漏或空心线）拧紧螺栓，并且止动垫片锁紧。 2）更换绝缘引水管，将管夹螺栓把紧，绝缘层重包。 3）重焊水接头，补焊损坏的空心线）注意保持氢压高于水压。 续表13发电机故障和处理方法 序号 故障特征 可能原因 处理方法 5 气隙风区隔板损坏。 橡胶材料过早老化或被异物碰撞。 更换 6 机内氢气湿度增大 1）制氢站的氢气不合格。 2）密封油中含水量过大。 3）氢气冷却器漏水。 4）定子绕组水路渗漏，且水压高于氢压。 5）氢气干燥器失效。 1）补氢前将氢气进行干燥。 2）净化密封油。 3）见本表序7。 4）找出并消除漏点（见本表序4），保持氢压高于水压。 5）更换有效的干燥装置。 7 氢气冷却器密封破损 1）密封紧固螺栓松动，密封垫老化失效。 2）管头胀接不良。 3）铜管渗水。 1）拧紧螺栓，更换密封垫。 2）重新补胀管。 3）用铜堵头将漏管两端封堵，每组冷却器允许封堵的管数为3根。 8 氢气冷却器出风温度过高 冷却水流量小。 外部管道或冷却水管堵塞。 冷却水进水温度过高。 存在气堵现象 1）增大冷却水流量。 2）冲洗清理管道及冷却水管。 3）调节进水温度到规定值。 4）排气。 9 转子护环表面有过热痕迹和灼伤以及有裂纹。 发电机在非允许方式下运行。 按照本说明书规定的方法拆下护环。将灼伤部位清理干净后用放大镜、着色探伤及超声波探伤法确定有无缺陷。将发现的缺陷打磨消除后再进行一次检查并通知制造厂，必要时进行强度计算，再按照本说明书规定的方法套装护环。 10 励磁回路绝缘电阻值过低 1）绝缘受潮或脏污。 2）杂物落入转子。 利用热空气或电流加热对绝缘进行烘干处理，特别是引线接触处和导电螺钉处绝缘应特别进行清理和干燥。 测出并消除接地点，必要时拆下护环，退出槽楔。 11 定子槽楔和端部紧固件等松动 运行中各种应力和振动作用。 槽楔材质不合格。 1）重配槽楔，加固所有紧固件，并装好止动件。 2）更换全部槽楔。 12 瓷套端子漏氢 1）上、下密封垫压力不够。 2）铸铜法兰把合处密封圈压力不够。 1）用专用板手将导电杆下部的螺母柠紧。 2）将全部把合螺栓，按中心对称法，逐对把紧，或更换密封圈。 13 定子铁芯定位螺杆及穿心螺杆 扇形片绝缘膜热缩 将螺杆逐个尽力柠紧并铆固。 续表13发电机故障和处理方法 序号 故障特征 可能原因 处理方法 14 轴瓦研损或烧环 1）润滑油有机械杂质。 2）瓦温过高引起变形。 3）断油。 1）将润滑油进行过滤清除杂质，用手工方法将轴承合金修刮好，或用备品瓦更换。 2）控制进油温度，复检瓦与轴的间隙值是否在正常范围内，修复方法同上。 3）提高润滑油系统的可靠性，轴瓦烧损严重者，应重浇轴承合金并重新加工成形或更换轴瓦（用备品轴瓦） 检修技术规则 只有在确认机组无残余氢气之后以及机组空气压力为零（表压）的情况下，才允许拆卸发电机氢、油、水管路，人孔盖板、外端盖、冷却器、观察孔板及测温端子板等密封部件。 封护被拆开的所有氢、油、水管路的接口，须防止灰尘杂物等落入其中。 在检修过程中，检修人员带入机组的工具、仪器及有关材料等江南体育官网，必须严格执行“注册登记”制度。检修结束时应逐项进行“注销”。此项措施由使用单位负责。 检修期间被拆开后的发电机组所有零部件，应采取防护措施。 拆、装转子热套部件的技术要求 在检修转子过程中，若需将护环、风扇座环及集电环和联轴器等热套部件拆下及重新装上时，则要采用加热拆装工艺方法。各种热套部件需加热的温度见表14。 对于护环、联轴器，最好采用感应法进行加热，以保证其均匀升温。若不具备感应加热的条件，可采用氢一乙炔焰加热。但加热时应注意使被加热部件均匀受热，特别注意避免造成局部过热导致部件烧坏。风扇座环采用氢一乙炔焰加热。被加热部件温度需要用热电偶检温计测量。 拆装护环时，必须使用随第一台机组成套供给的专用工具，使用方法见随机图样。 表14拆装转子热套部件的加热温度 序号 被加热部件名称 加热温度（℃） 套装时 拆卸时 1 2 3 4 5 6 7 8 转子护环（与转子本体配合） 转子护环（与中心环配合） 风扇座环（与转轴配合） 汽端联轴器（与转轴配合） 励端联轴器（与转轴配合） 集电环（与集电环下绝缘套简） 集电环下绝缘套简（与转轴配合） 集电环处风扇（现转轴配合） 250~270 250~270 200 280~300 220~240 120~150 80 250~300 260~280 260~280 200 280~300 230~250 150 80 260~310 寻找发电机定子绕组水路泄漏点的方法及要求 １）卤素检漏法：按JB/T6228-92《汽轮发电机绕组内部水系统检验方法及评定》进行。 ２）耐水压试验 用清洁干燥的抹布将定子绕组端部，绝缘引水管、汇流管、引线等擦净。清除出线罩下部内表面及绕组端部下部机座表面上的油水混合物，然后在其上铺上白纸； 将合格的冷凝水通入定子。放出顶部气体后缓慢升压至0.6MPa（表压），稳定后保持24h，在12h内当温度不变时其压力不得降低2%以上。 试验过程中，观察定子端部接头处、绝缘引水管、汇流管、过渡引线及排污管等处，是否有渗漏或潮湿现象；观察绝缘引水管有无变形现象；密切注意定子底部所铺的白纸上是否有水滴和湿痕。 施加周期性热负载法:当用气密试验法未能找到漏点时，应用此方法。又称为模拟运行法或冷热水交替法。将定子绕组水路通入压力为0.6Mpa（表压）的合格凝结水进行循环。在此状态下将水温提高到75℃～80℃并维持1h。然后再将水温降低至周围环境温度并维持1h。如此重复2-3次。其水温升高和降低的速度为每小时20℃。在此过程中，每次将水温降至环境温度之后，检查定子端部接头处、绝缘引水管、汇流管、机组引线、过渡引出线及排污管等部门有无渗漏点。 气体检漏法:按JB/T6228-92《汽轮发电机绕组内部水系统检验方法及评定》进行。 如果做完上述试验后未能找出渗漏点，应通知制造厂，由双方共同协商以确定状态。 (6)定子绕组水路的冲洗和反冲洗：按定子冷却水控制系统产品说明书进行。 6．偏离允许值时应采取的措施 （１）当任何被监测参数偏离允许范围时应遵循的原则和措施 １）首先应迅速查清监测装置是否发生故障或信号装置是否误动作，然后立即采取相应的措施，使异常参数复原或解列、灭磁、停机。 ２)如果被监测参数突然超过允许值（发生短时突变情况），运行操作人员首先应迅速将发电机解列、灭磁、停机，然后再查清故障原因。未查清故障原因并消除之前不许重新投入运行。 （２）具体情况的具体措施 １）发电机部件温度持续上升 当发电机定子绕组（层间或出水）温度、定子铁芯温度等监测参数中的任何一项持续上升至允许值及以上时，信号装置自动报警。运行操作人员应迅速使发电机减负荷（有功功率及无功功率），直至该温度降至允许值以下为止。如果减负荷不奏效，应立即将发电机与电网解列，同时解除发电机励磁。 如果发电机任何两个同层线K时，也应采取上述措施，当此温差达到12K时应立即将发电机与电网解列，同时解除发电机励磁，并停机查明原因。 ２）发电机轴承温度及回油温度持续上升 当发电机轴承温度及回油温度持续上升时，可适当提高进油温度。如果温度超过允许值，应立即停机并检查原因。 ３）发电机内积水 当发电机内发现少量（每班约500ml）水时，应当将水排出并加强对发电机的监视。 如果机内继续积水，则必须依次断开氢气冷却器，以查清哪台冷却器发生渗漏水故障。然后采取措施将故障清除。 ４）定子绕组定子冷却水压高于机内氢压 当定子绕组定子冷却水压比机内氢压高时，应对此情况立即处理，使其压力恢复正常，同时监视线棒的温度以及机内是否有水放出。如果水放出应尽快停机，以便查清和消除隐患。 ５）机内氢气指标偏离额定值 当机内氢气压力高于或低于额定值时，运行操作人员应立即排氢或补氢。当机内氢气急剧下降即漏氢量过大时，应尽快查清漏氢原因和部位。必要时应降负荷直至停机进行检查。 当机内氢气纯度下降至最低允许值时（95%），应立即采取补、排氢的方法提高机内氢气的纯度。同时，须查清密封油系统的平衡阀运行状态，必要时修复或更换。 当机内氢气湿度偏高时，将对绕组绝缘及转子护环等产生有害影响。因此，运行时机内冷氢气的绝对湿度必须低于2g/m3（即在机外常压下取样化验热氢气中的水汽浓度不高于0.4g/m3），且在任何运行方式下都必须保持这一数值。停机时，可用降低氢压或充入干燥氢气的方法维持这个湿度。 当机内氢气绝对湿度升高至2g/m3以上时，必须找出原因，并采取措施消除根源。必要时可采取频繁充入干燥氢气的方法来降低氢气温度（但应注意不要使氢气湿度降低太多）。 发电机在机内冷氢气绝对湿度在2g/m3以上但不超过2.5g/m3（机外常压下取样化验热氢中水汽浓度不超过0.5g/m3（机外常压下取样化验热氢中水汽浓度不超过0.5g/m3）的情况下运行，每年只允许3次，每次运行的持续时间不得超过3d。 由制氢站提供的氢气的露点温度应不高于-47.45℃（相当于0.05g/m3）。 ６）氢气冷却器及水水冷却器的水流量低 当氢气冷却器及水水冷却器内的二次水流量降低至额定值的75%时，信号装置报警。运行操作人员应适当减少发电机的负荷。同时，应采取措施使其恢复额定流量。 ７）当定子绕组进水温度和机内冷氢温度低 当定子绕组进水温度和机内冷氢温度低于允许范围时，应及时采取措施，使其恢复至允许范围（调节氢气冷却器及水水冷却器中的二次水温度或流量）。 在负荷大量减少或甩负荷时，为防止发电机因急剧冷却而造成的不良影响，必须接通定子冷却水再循环系统或减少外循环回路冷却水流量（在氢气冷却器为闭环路情况下）。 ８)定子冷却水的水质超标 当定子冷却水水导电率超过标准值到5s/cm时，信号装置应当报警。运行操作人员接到报警信号后，必须用新鲜合格的定子冷却水更换原定子冷却水，使导电率降至标准值以下。如果不能奏效，则当导电率达到9.5s/cm时，应迅速将发电机与电网解列，同时解除发电机励磁。 当定子冷却水中PH值和铜离子含量超标时，亦须更换定子冷却水，使这两个数值达到标准值。上述定子冷却水系统的充水和补水均须由经凝结水除盐装置处理后的汽轮机凝结水管道供给。 当定子冷却水中含有氢气且取样化验氢气含量超过3%时，应加强对发电机的监视。每隔一小时须用化验方法检测一次定子冷却水中的氢气含量。同时注意定子绕组各线棒的温度以及发电机内是否有水排出。此时，必须保证氢压比冷水压高0.05Mpa，并应尽快停机，最长应不超过3d。以便消除定子冷却水中出现氢气的根源。 如果每小时取样检测时发现捕集器中氢气含量超过20%，应迅速将发电机与电网解列，同时解除发电机励磁并停机消除故障根源。 ９)发电机轴承室及主油箱内或发电机轴承回油中含氢气 当发电机轴承室及主油箱内或发电机轴承回油中的氢气含量超过1%时，必须尽快停机消除漏氢的根源。 发电机轴振动状况 发电机除在起动过程及在额定空转下须监测轴的振动状态以外，在带励磁及带不同负荷运行时亦须监测发电机轴的振动状态。监测通常采用设置在汽、励两端轴承外挡油盖上的非接触式拾振器在两个相互垂直方向上测量轴颈振动速度（方均根值）。如果机组常备测量仪器装置不能测量振动速度，允许测量双倍振幅值。 当各轴颈的振动值不超过3.3mm/s（或轴承座振动25μm，或轴颈振动76μm）时，允许发电机长期运行。 当发电机轴承振动值达到13.2mm/s（或轴承座振动120μm，或轴颈振动250μm ）时，应迅速停机。 在机组稳定运行过程中，如果某个轴承振动值在原有稳定状态下，突然升高2.2mm/s（或轴承座振动值升高20μm，或轴颈振动升高40μm）时，应迅速停机处理。 附录A：发电机空载、短路和零功率因数特性曲线 说明： 发电机的空载特性：是指定子绕组开路、转子为额定转速时，定子电压与励磁电流的相互关系曲线。 发电机短路特性：是指发电机定子绕组三相短路、转子为额定转速时，定子电流与励磁电流关系曲线。 附录B：发电机允许的空载过励磁曲线：发电机负载与氢气冷却器进水温度、氢气压力关系曲线（A） 额定冷风温度：46℃ 额定冷却器进水温度：33℃ 氢气冷却器额定水量时的进水温度（℃） 注： 本曲线以发电机出力曲线个参数随之确定； 最大负荷时，调节进水温度时要保证发电机实际运行的冷风温不超过最大冷风温度； 本曲线是发电机安全运行的指导，不等同于发电机的极限运行能力。 附录C2：发电机负载与氢气冷却器进水温度、氢气压力关系曲线（B） 额定冷风温度：46℃ 额定冷却器进水温度：38℃ 氢气冷却器额定水量时的进水温度（℃） 注： 本曲线以发电机出力曲线个参数随之确定； 最大负荷时，调节进水温度时要保证发电机实际运行的冷风温不超过最大冷风温度； 本曲线是发电机安全运行的指导，不等同于发电机的极限运行能力。 附录D：发电机三相突然短路电流衰减曲线kV 额定电流：19245A 额定功率因数：0.9 额定频率：50Hz 额定转速：3000r/min 额定氢压：0.4MPa 短路比：0.54 相数：3 额定励磁电压：428.1V 额定励磁电流：4128A 附录E：发电机运行和保护参数设置 表1 发电机运行和保护参数设置推荐表 项号 项目名称 单位 额定值 正常值 报警值 跳机值 备注 1 发电机机内氢气 氢气压力高 Mpa 0.4 0.38～0.42 0.43 氢气压力低 0.385 须按出力曲线 须按出力曲线运行 进风温度高 ℃ 45 44～46 46 48 进风温度低 ℃ 44 30 氢气纯度高 % 98 95～98 100 纯度表指示或风扇故障 氢气纯度低 95 90 2 氢气冷却器 进水压力高 Mpa 0.25～0.35 0.25～0.35 0.36 氢气和水须保持压差0.05Mpa 进水压力低 0.20 进水流量 m3/h 240 230～250 正常值75% 正常值30% 延时3min跳机（冷却器断水保护） 进水温度高 ℃ 38 33 25～38 25～38 ＞38 ＞33 44 39 按合同规定的额定38℃或33℃设置 进水温度低 ℃ ＜25 20 3 定子绕组 总进水温度高 ℃ 45～50 45～50 60 总进水温度低 ℃ 40 总出水温度 ℃ 66～71 66～71 85 90 线 总进水压力高 MPa 0.25～0.38 0.25～0.35 0.36 总进水压力低 MPa 0.20 总进水流量 m3/h 90 87～93 66% 52% 延时30s跳机（定 子断水保护） A泵停运 Mpa 0.6～0.7 0.14 B泵停运 Mpa 0.6～0.7 0.14 水过滤器压差高 Mpa 0.02～0.04 比实际 值高 0.021 补水流量低 L/min 15.41 续表1 发电机运行和保护参数设置推荐表 项号 项目名称 单位 额定值 正常值 报警值 跳机值 备注 水箱水位高 mm 500～550 650 水箱水位高 mm 450 水箱压力高 Mpa 0～0.01 0.04 定子线 对应该流量下的线圈进出口差压 定子线圈水流量超低 t/h 90±3 45±2 对应该流量下的线圈进出口差压 定子线圈水压差高 Mpa 比正常高0.035 离子交换柱出水导电率高 /cm 0.1～0.2 0.5 定子线圈进水导电率高 /cm 1.0～1.5 5 定子线圈进水导电率超高 /cm 9.5 氢水压差低 ＜0.05 ＜0.035 4 定子铁芯 铁芯温度 ℃ 80 70-100 120 130 铁芯端部结构件温度 ℃ 80 70-100 120 130 5 端盖轴承（汽端和励端） 进油温度高 ℃ 45-50 45-50 ＞50 进油温度低 ℃ 40 出油温度高 ℃ ＜70 ＜70 70 进油压力高 kPa 80-100 80-100 ＞100 进油压力低 kPa ＜80 进油流量低 L/min 700 ＜700 轴瓦金属温度 ℃ ＜80 90 100 6 座式轴承（集电环处） 进油温度高 ℃ 45-50 45-50 ＞50 进油温度低 ℃ 40 出油温度高 ℃ ＜70 ＜70 70 进油压力高 kPa 50～80 50～80 ＞80 进油压力低 kPa ＜50 进油流量低 L/min 15 ＜15 轴瓦金属温度 ℃ ＜90 90 续表1 发电机运行和保护参数设置推荐表 项号 项目名称 单位 额定值 正常值 报警值 跳机值 备注 7 油密封（汽端和励端） 氢油差压低 Mpa 0.084 0.035 空侧密封油泵停运 Mpa 6-7 0.035 汽轮机备用油压低 Mpa 0.85～1.05 0.6 氢侧密封油泵停运 Mpa 0.035 空密封油备用泵运行 Mpa 0.035 进油温度高 ℃ 40～45 40～45 50 进油温度低 ＜40 汽端消泡箱液位高 OFF OFF ON 励端消泡箱液位高 OFF OFF ON 8 转子绕组接地保护 kΩ 10 4 9 发电机过励磁保护 V/Hz≤1.05 按发电机允许的过励磁曲线 定子过电流保护 s 按（I2-1）t=37.5 s设置 I为定子过电流的标么值； T为持续时间，适用范围10～60s. 什么肴什么 11 转子过电流保护 s 按（I2-1）t=33.75 s设置 I为转子过电流的标么值； T为持续时间，适用范围10～120s. 12 负序保护 IN/I2 % 8 8 8 （IN/I2）2t s 10 10 10 13 机内漏水或漏油 励端冷却器前端处漏水 OFF ON 励端冷却器后端处漏水 OFF ON 汽端冷却器前端处漏水 OFF ON 续表1 发电机运行和保护参数设置推荐表 项号 项目名称 单位 额定值 正常值 报警值 跳机值 备注 汽端冷却器后端处漏水 OFF ON 机座汽端处漏水或漏油 OFF ON 出线盒处（出线端和中性点端）漏水或漏油 OFF ON CT中性点罩处漏水 OFF ON 附录F: 引线与引出线连接处绝缘方法 定子引线与引出线之间柔性连接部分的绝缘处理方法和图示如上图所示： 清理连接部分。 将杜邦氟油KRYTOX均匀涂浸在柔性连接片的铜编织部分（每管涂浸4个柔性连接片）。 将1层0.5厚环氧玻璃布板3240盖包住柔性连接的上、下螺栓头和螺母，并用0.05×25聚酯薄膜粘带扎紧。 用1层0.5厚环氧玻璃布板3240盖卷包住上述的环氧玻璃布板及整个挠性连接部分，并用0.05×25聚酯薄膜粘带扎紧。 用浸53841YP的涤纶毡将柔性连接片两端螺栓外侧不规则表面包填平，以形成规则包扎面，注意涤纶毡不可流胶，柔性连接片的铜线编织部分严禁粘上胶，以保持其柔软性。用2层半叠绕 0.05×25聚四氟乙烯粘带包扎上述环氧玻璃布板和涤纶毡，并且每端延伸包扎25mm长。 再包扎20层半叠绕0.14×25云母带9545—1H，层间刷53841YQ胶。注意包扎时须拉紧带子，避免臃肿。包扎到绝缘引水管上时必须包过管夹100mm。 最外面再包扎1层半叠绕0.1×25玻璃丝带并刷53841YQ胶覆盖。 固化12小时后外面刷1层9130红瓷漆。 附录G：引出线与瓷套端子连接处绝缘方法 定子引出线与瓷套端子连接处的绝缘处理方法和图示如上图所示： 清理连接部分。 用浸53841YR胶的涤纶毡盖包接线夹把合螺栓头和螺母，以锁紧螺栓和螺母，同时将螺栓、螺母、引线夹等部件不规则表面和台阶填平，以消除气隙并形成规则包扎面。 用15层半叠绕0.14×25云母带9545—1H包扎形成主绝缘。包扎时层间刷53841YQ胶，并注意拉紧带子，避免臃肿。包扎到绝缘引水管上时必须包过管夹80mm。 最外层半叠绕1层0.1×25玻璃丝带，并刷53841YQ胶覆盖。 固化12小时后外面刷1层9310红瓷漆。 （%）

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