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　　目 录 1.发电机特性……………………………………………………… (3) 2.发电机的主要技术数据………………………………………… (3) 2.1额定数据……………………………………………………… (3) 2.2冷却介质及润滑油的基本数据……………………………… (4) 2.3发电机绝缘等级和允许温度限值…………………………… (6) 2.4发电机其它技术数据………………………………………… (7) 3.发电机运行…………………………………………………… (10) 3.1起动前的检查项目和要求…………………………………… (10) 3.2发电机组的起动……………………………………………… (11) 3.3发电机组的调试……………………………………………… (12) 3.4并网…………………………………………………………… (13) 3.5允许的运行方式和规定……………………………………… (13) 3.6发电机的保护………………………………………………… (20) 4.运行时监视和注意事项………………………………………… (22) 5.发电机检修维护………………………………………………… (25) 5.1常规检查与试验(大修、中修和小修)…………………………(25) 5.2故障后的检查与试验……………………………………………(31) 5.3发电机的维护……………………………………………………(32) 5.4发电机组的停机…………………………………………………(37) 5.5发电机组的检修…………………………………………………(37) 5.6偏离允许值时应采取的措施……………………………………(44) 6.发电机异常运行和事故处理……………………………………（48） 附录A发电机出力曲线…………………………………………… (61) 附录E发电机允许的空载过励磁曲线…………………………… (65) 1.发电机特性 发电机为哈尔滨电机厂有限责任公司生产的三相交流隐极式同步汽轮发电机，型号为QFSN-600-2YHG型，其冷却方式为水―氢―氢，即发电机定子线圈及引出线套管和瓷套端子、中性点母线采用水内冷，转子绕组和定子铁芯及端部结构则采用氢气冷却。发电机结构为密闭密封式，冷却用的氢气通过安装在转子两端轴上的两台风扇作用下，强制循环并通过在定子外壳的两组四个气体冷却器进行冷却。励磁方式为机端变静止可控硅整流，发电机定子和转子绕组绝缘均为“F”级。 2.发电机的主要技术数据 2.1额定数据 额定容量 666.667 MVA 额定功率 600 MW 最大连续功率 654 MW 额定功率因数 0．9 额定电压 20000 V 额定电流 l9245 A 额定励磁电压(90℃计算值) 421．8 V 额定励磁电流(计算值) 4128 额定频率 50 Hz 额定转速 3000 r／min 相数 3 定子绕组连接方式 Y Y 定子绕组出线 励磁方式 机端变静止励磁 额定效率 99％ 2.2冷却介质及润滑油的基本数据 2.2 额定压力(表压) 0．4±0．02 MPa 最大连续功率时压力(表压) 0．4 MPa 冷氢气温度 45±1 额定纯度 98 ％ 最低允许纯度 95 ％ 氧气含量 1 ％ 额定压力下绝对湿度 2 g／m 3 漏氢量 ≤l0 m 2.2 入口处压力(表压) 0．25～0．35 MPa 出口处压力(表压) 0．15--0．25 MPa 入口处温度 45～50 ℃ 流量 90±3 m 铜化合物含量 ≤100 mg／L 20℃时的电导率 0．5～1．5 μs／cm 20℃时的PH值 6．8～7．3 20℃时的硬度 2 μgE／L 20℃时的含氨(NH3)量 微量 2.2 入口处压力(表压) 0．25～0．35 MPa 出口处压力(表压) 0．23～O．33 MPa 入口处最高温度 33 (或38℃) 入口处最低温度 25 一个冷却器的流阻 20 kPa 一个冷却器的流量 250 m 氢气冷却器的数量 2／4 组／个 2.2 轴承进油压力(表压) 80～100 kPa 油密封进汕压力(表压) 484 kPa 轴承进油最低温度 40 油密封进油最低温度 40 轴承出油温度 70 一个轴承流量 700 L 一个密封瓦空侧流量 110 一个密封瓦氢侧流量 25.4 密封油压高于氢压 84 kPa 2.2 轴承进油压力(表压) 50～80 kPa 轴承油流量 15 L 轴承进油最低温度 40 轴承出油温度 70 2.3发电机绝缘等级和允许温度限值 发电机定子和转子绝缘等级均为F级。 发电机主要部件和冷却介质及润滑油的允许温度限值按表1中的规定值。 表1 发电机各部温度限值 ℃ 部 件 温 度 限 值 电阻法 温度计法 埋置检温计 定子绕组出水 85 定子绕组上下层线 转子集电环 120 机内氢气 80 轴承金属 90 轴承和油密封出油 70 注：l)用检温计测量定子绕组冷却水温度，当同层定子线圈出水温度之 间温差≥8 K时要对定子水路进行检查分析，当温差达到12 K时或定子绕组出水温度达到90℃ 时 2)电阻法测量转子绕组温度应采用0.2级的电压表和电流表，温度按下式计算： T2=(234.5+T1)×R2一234.5 Rl 式中： T1——转子绕组冷态温度， ℃： T2——转子绕组热态温度， ℃： R1——转子绕组冷态直流电阻，Ω： R2——转子绕组热态直流电阻，Ω。 2.4 发电机其它技术数据 短路比 0．54 发电机负序承载能力： I2／I N (最大稳态值) 8(或按合同规定) ％ (I2／I N)2·t (最大暂态值) 10 S 电话谐波因数TIF： 线 ％ 线 ％ 剩余(开口三角形) 0.3 ％ 电压波形正弦畸变率 0.258 ％ 发电机噪声水平 ≤90 dB(A) 定子绕组平均温升 22.1 K 转子绕组平均温升 44.8 K 定予铁心平均温升 21.8 K 发电机飞轮力矩 3.84×10 4 k9·m 2 发电机转动惯量 9.6X10 3 k9·m 2 发电机惯性常数 0.71 kW·S／kVA 发电机临界转速： 一阶 733 r／min 二阶 2074 r／min 三阶 3814 r／min 发电机内气体容积： 未插转子时 120 插完转子时 110 m 3.发电机运行 3.1起动前的检查项目和要求 机组起动之前必须具备下列基本条件： a)结束与机组直接有关的土建工程，具备所需的全部照明和局部重点照明。 b)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。 c)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。 d)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。 e)内冷水控制系统、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。 f)安全措施及消防措施必须完备并得以实施。 g)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个月并确认进出油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现象。 h)控制密封油压，使其达到规定值范围。控制密封油压的方法见密封油系统产品说明书。 i)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、二氧化碳或氮气必须符合有关标准的要求。充氢的操作步骤见氢气控制系统产品说明书。 j)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。 k)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。 3.2发电机组的起动 3.2. 3.2.2 3.2. a)电刷与集电环接触状况。 b)轴承与油密封装置的回油温度及轴瓦温度。c)励磁装置的情况。 d)发电机与变压器及电网的相序是否一致(本型发电机为正相序)。 e)定子绕组的内冷水及氢气冷却器、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。待试运完成之后再进行轴瓦、密封瓦内部的检查与清理工作。 3.3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。 3.3. 此项工作须在额定转速下进行。 a)测量励磁回路的绝缘电阻值。 b)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。 c)其它测试项目。 3.3.2 3.4并网 3.4. a)所有起动前的准备和起动工作。 b)有关的交接试验和电气试验。 c)所有保护装置调试完毕并投入运行。 d)将定子机座接地。 e)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。 3.4.2发电机自动并网操作 待汽轮机定速3000r/min后。 合上发电机励磁开关。 检查发电机励磁开关合闸良好。 点击进入DCS发电机工作励磁调节站：将发电机出口电压升至额定值20千伏。 检查发电机空载参数正常。 进入DCS发变组出口开关同期操作站：投入同期装置。 联系汽机专责：发电机准备以自动准同期方式并网，投入自动同步。 点击发变组出口开关自动准同期合闸。 待发变组出口开关合闸后，复归开关状态。 拉开发变组出口开关电编码锁钥匙。 3.5允许的运行方式及规定 3.5.1 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600 MW，最大连续功率为654 MW。 发电机在不同工况下的运行能力见附录A一发电机容量曲线。 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，发电机负荷与损耗及效率关系见附录8一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 3.5.2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： a)油密封装置及其密封油控制系统投入工作。 b)机内空气压力保持在约0.01 MPa(表压)，压缩空气充入机内前经过干燥和过滤，其绝对湿度不超过10 g／m 3(20℃、0. c)发电机冷却器投入工作。 d)每次空冷、空转运行持续时间不得超过4 h。 e)事先与制造厂代表协商。 3.5.3发电机视在功率与电压和电流关系 当功率因数与频率为额定值时，电压在其额定值的95％～l05％范围内变动时，发电机视在功率与电压和电流的关系按表3中规定。 表3视在功率与电压电流的关系 % 定子电压 额定定子电压 105 100 95 视在功率 额定视在功率 100 100 100 定子电流 额定定子电流 95 100 105 3.5.4 发电机允许变功率因数运行，当降低功率因数时，转子励磁电流不允许大于额定值，而且视在功率应减少。当增大功率因数时，发电机的视在功率不能大于其额定值。 发电机功率因数变化时的允许运行负荷. 3.5.5发电机短时过负载运行 在系统故障状态下，为了避免破坏电网系统的静态稳定，允许发电机短时过负载运行。但比时发电机的氢气参数、定子绕组内冷水参数、定子电压均为额定值。 定子绕组能承下式规定的短时过电流运行，而不产生有害变形及接头开焊等情况。这种运行工况每年不得超过2次，时间间隔不少于30 min。 (I2-1)t=37.5 S 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30 min。 表4转子绕组过电压限值 时 间(s) 10 36 60 120 额定励磁 额定励磁电压(%) 208 146 125 112 转子绕组能承的短时过电流亦可按下式规定。 (I2—1)t=33.75 S 式中：I——转子过电流的标么值； t——持续时间，适用范围10s～120s。 3.5.6 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(见附录E一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l 5 min，此时允许的负荷在额定值的40％以内，而且发生失磁时，在最初的60s时间内将负荷降至额定值的60％，90s时间内降至额定值的40％。 3.5.7 当定子绕组冷却水中断时，在最初5s备用泵必须立即投入运行，如果备用泵在5s内不能投入运行，允许发电机满载，并在100％的额定电流下运行总时间为30s。 如汽轮机和锅炉能够配合及电网允许，并且配备有断水自动减负荷装置时，如果备用泵在5 S内不能投入运行，定子电流须在2 min内以每分钟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l h(见附录F--发电机短时断水运行曲线 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流的8％(或按合同规定)，且每相电流不大于额定电流，允许发电机长期运行。 3.5.9 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l0s，即(I2／In)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 l t (s) 2.5 4 5 10 I(1 2／l N)(％) 200 158 141 100 3.5.10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，起、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。 3.5.11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心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(参见5.8 3.5.12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 最大累计或持续时间 运行方式 频率范围(Hz) 寿命期累计时间(rain) 每次持续时间(S) 异常 51.O～51.5 30 30 正常 49.0～51.0 连续运行 48.0～49.0 300 300 异常 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％～一5％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 定子铁心温升(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 每次允运行时间(rain) 1 1 1 0.5 0.5 0.5 寿命期内累计(次) 60 60 60 30 30 30 3.5.13 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内冷水的水压。特殊情况下需要降低氢压运行时，且运行时间不应超过4 h，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 3.5.14 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；当发电机冷氢温度高于额定值时，每升高1℃时，定子电流相应减少2％。但最高冷氢温度不超过48℃。 3.5.15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. 3.6发电机的保护 发电机的保护方式由电厂的设计部门制定。但发电机至少应设有下列运行保护。 3.6.1 a)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。 b)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。 c)转子绕组接地保护 功能是当绝缘电阻值降低到l0KΩ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。 d)异步运行保护 应符合5.8 e)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l.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。 f)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。 g)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，立即使发电机与电网解列，同时解除发电机励磁： h)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。 i)定子绕组对称过负荷保护 功能是当定子对称电流高于l．1倍额定电流时立即发报警信号，并按5.8 j)转子绕组过负荷保护 功能是转子过电压时限特性应符合本文件5.8 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。 I)轴承绝缘监测装置。 3.6.2 a)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。 b)定子绕组过热保护 当定子绕组任何两个同层线 K时，应当发出报警信号，当此温差达到l2 K时应立即将发电机与电网解列，同时解除发电机励磁。 c)发电机定子绕组内冷水流量保护 当定子绕组内冷水流量降低至额定值的66％时，应当发出报警信号。当流量下降至额定值的52％时，应当发出事故信号，使发电机从电网解列，同时解除发电机励磁。或按5.8 d)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)时保护装置应当发出报警信号，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3 min，使发电机从电网解列，同时解除发电机励磁并停机。 4.运行时监测和注意事项 4.1为确保发电机的正常运行，除了设置各利，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、定子绕组内冷水压力和流量及进出温度、定子铁心温度、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发电机临测参数项目表 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 定子铁心温度 连续记录 7 内冷水进出水温度 连续记录 8 内冷水流量 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 油密封装置汕量 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内冷水系统内氢气含量 连续记录 19 封闭母线外壳内氢气含量 连续记录 20 氢汕问压差 连续记录 21 水水冷却器及过滤器前后内冷水压力 每4 h一次 22 机内氢气纯度(自动分析仪) 每4 h一次 23 机内氢气定期化学分析 每4 h一次 24 氢气冷却器及空气冷却器水流量 每4 h一次 25 定子绕组进出水压力 每4 h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 内冷水化学特性 每班一次 29 内冷水电导率(固定仪表) 每班一次 内冷水电导率(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内冷水系统内氢含量(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 每昼夜一次及补氢时 37 轴振动值(定期就地测量) 每周一次 4.2表9中未列出的其他监测参数亦应定期记录到相应的报表内。 4.3如果配备了监测记录装置，则监测记录方式如下： a)被监测参数的测量周期为7 S(由集中监测装置61动实施)。 b)正常运行方式下集中监测装置应每隔l h自动记录所有被监测参数。 c)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1 min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)直至该参数恢复到允许范围内为止。 4.4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 a)计算机系统储存器中被监测参数的记录周期不超过30 S。 b)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l h。 c)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l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。 d)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1 h，应当自动打印出计算机系统存储器内存储的被监测参数的所有记录。 自动记录装置的纸带、集中监测装置或计算机系统打印装置上的打印报表应存档。其存档日期与机组控制盘相应的日报表相同。 5.发电机维护检修 5.1常规检查与试验(大修、中修和小修) 发电机在出厂后的试验分为交接试验和定期试验。交接试验在发电机安装施工期间及安装后的起动试运行期间进行，定期试验在每次检修期间及两次检修之间进行。所有试验工作都必须有详细的记录存档。应特别注意记录被试部件的温度，以便能够将不同时期所进行的同类试验的结果进行比较，试验应当按国家标准有关规定的方法进行。 试验种类及其标准和范围如下述，并采用符号代表相应的试验种类，JJ一交接试验；DH大修试验；xx_小修试验；zJ一两次检修之间的试验。 5.1. 绝缘电阻值的测量按表l0中规定进行。 表10发电机各部件绝缘电阻检测 序号 被测部件名称 试验条件及标准 兆欧表 电压(V) 试验 种类 1 定子绕组 在发电机出口与封闭母线断开时，每相对接地的机壳和接地的其他两相的绝缘电阻值应不低于200 MΩ 2500 JJ DX XX 2 定予汇流管及出线盒内汇流管 在未与外部冷却水系统连接前当温度在10～30范围内，其绝缘电阻值应不低于1 MΩ。 1000 JJ DX XX 3 转子绕组 当温度在10℃～30℃范围内，其绝缘电阻应不低于5 M 500 JJ DX XX 4 热电阻测温元件 元件本身及连接导线对地或绕组导体的绝缘电阻值应不低于1MΩ 250 JJ DX 5 轴承 在油管路完全装好，轴承与轴颈接触情况下，励端轴承垫块与端盏之间的绝缘电阻值应不低于1 MΩ 1000 JJ DX XX 6 油密封装置 密封座及挡油盖与端盖之间的绝缘电阻值应不低于l MΩ 1000 JJ DX 7 铁心穿心螺杆、分块压板 穿心螺杆之间，穿心螺杆与铁心分块压板之间及铁心分块压板之间的绝缘电阻值不低于l00 MΩ 500 JJ DX 8 隔音罩刷架 导电板与底架及隔音罩之间的绝缘电阻值应不低于l MΩ 1000 JJ DX 9 座式轴承 轴承座对地绝缘电阻值应不低于l MΩ 1000 JJ DX XX 5.1 绝缘的介电强度(耐电压)试验按照表11中规定进行，时间为1 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试验必须具备下列条件： a)定子绕组与引线的连接处绝缘包扎完毕并烘干固化。 b)定子绕组内冷水路与外部水系统接通，水质经化验确认合格，内冷水可正常循环。 c)定子绕组的各相绝缘电阻值(相问及对地)均不低于l000 MΩ(用2500V水内冷电机定子绝缘测试仪分相试验l min时数值)。 d)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。可用加热的内冷水通入定子绕组水路进行循环，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：l)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的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l min。 5.1. 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 试验条件及标准 试验种类 1 定子绕组 分别测得每相电阻值，测得的各相电阻值(扣除引线电阻值)相差不得超过l％。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l％(同一温度下) JJ DX 3 铂电阻测温元件 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。 5.3发电机的维护 5.3 a)必须使用惰性气体间接置换。严禁使用真空充、排氢法。 b)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。 c)排氢顺序与充氢顺序相反。 d)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。在充氢和排氢过型中应使被驱赶气体(空气除外)维持一定的压力。 5.3 a)发电机轴承润滑油回油温度、润滑油油压及流量，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。 b)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。 c)在机组运行过程中，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J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。 d)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。 e)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。 f)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。 5.3. 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0.5MΩ时的运行，须经发电厂的总工程师批准才允许。若绝缘电阻值持续降至l5kΩ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立刻停机。 5.3. 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。 5.3.4 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，其压力值的大小是否符合技术要求等。 5.3.4.2 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器清理集电环、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。 5.3.4 a)每次停机期问，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。如集电环有凸凹点及变形偏心，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。 5.3. a)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。 b)运行中不允许受到水的冲击。 c)不允许发生冷却水温的急剧变化。 d)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。 e)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)。 f)根据冷却水的状况定期清理冷却管内表面。 g)发电机拆开检修时，应将冷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。 h)每次检修和清理之后，应进行O.8MPa(表压)的耐水压试验，历时30min。 i)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。 5.3. 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。 5.4发电机组的停机 当发电机按计划要求停机时，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，应设法采取保温措施使厂房温度达到允许范围。否则不能停止定子绕组内冷水的循环。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1 kPa(表压)氢气或氮气，保持密封油系统运行，定子水系统保持2. 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。 5.5. 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)内挡油盖及挡油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。 1)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)将漏入机组的汕清除干净。 2 转子轴颈工作面被研磨或划伤 1)油中有机械杂质。 2)油管未经彻底清洗。 1)清除油中杂质，加强过滤。 2)清理和冲洗汕管。 3)砂光或重车被划伤的轴颈，必要时重配新轴瓦。 3 轴承漏油 1)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 机内发现水或内冷水中含氢 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，并用止动垫片锁紧。 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。 5 气隙风区隔板损坏。 橡胶材料过早老化或被异物碰撞。 更新。 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 1)冷却水流量小。 2)外部管道或冷却水管堵塞。 3)冷却水进水温度过高。 4)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6.5.4.2中规定拆下护环。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6.5.4.2中规定套装护