1、1第一章 发电机运行规程第一节 汽轮发电机设计规范及技术特性1 发电机概述1.1 京海发电厂 23300MW 机组系东方汽轮发电机有限公司生产的 QFSN-330-2型汽轮发电机，采用封闭式自然循环通风系统，冷却方式为水-氢-氢型。即定子线圈（包括定子引线、定子过渡引线和出线）为水内冷，转子绕组为氢内冷，定子铁芯及端部结构件采用氢气表面冷却，集电环采用空气冷却。1.2 发电机定子机座为钢板焊成的防爆气密结构，机座两端容纳 4 台卧式氢气冷却器。1.3 定子绕组、转子绕组、定子铁芯，均采用 F 级绝缘材料,实际运行中按 B 级考核。1.4 发电机定子绕组接线为双星形，有六个出线端子，在励端看顺时
2、针旋转方向相序为 U、V、W。1.5 发电机定子绕组为单匝线圈组成的双层篮式结构。采用连续式 F 级环氧粉云母绝缘系统，表面经防晕处理。定子线圈通水冷却，空心导线和实心导线按一定比例组合成双排导线。线圈在槽部进行 540换位以降低环流损耗。1.6 发电机转子由高强度、高磁导率的合金钢整锻而成，转子本体上加有轴向槽、用于放置励磁绕组，本体同时作为磁路。1.7 发电机定子铁芯由经过绝缘处理的扇形冷轧硅钢片叠压而成，两端用非磁性铸钢压圈通过定位筋用螺帽压紧。为了降低铁芯附加损耗，边段铁芯齿设计成阶梯状并在中间有窄槽。1.8 发电机转子绕组采用含银铜导线制成，具有良好的导电性能、机械性能和蠕变性能。1
3、.9 发电机采用机端自并激静止可控硅励磁系统，配置 2 套微机励磁调节器。1.10 发电机-变压器组配置北京四方继保自动化股份有限公司生产的 CSC-300型成套保护装置。1.11 定子绕组供水方式：定子绕组冷却水由发电机内冷水箱供给。1.12 氢气(油)密封方式：采用双流环式油密封。1.13 供油方式：轴承润滑油由汽轮机润滑油系统供给；油密封的密封油由外部密封油系统供给。2.汽轮发电机设计规范2.1.主要设计参数型号 QFSN3302-20 型制造厂商 东方电机电机有限 公司 拖动方式 330MW 汽轮机直接拖动额定功率:330MW(额定氢压0.31 Mpa, 冷却器进水温度 38)额定视在
4、功率: 388MVA最大功率: 350MW(额定氢压 最大视在功率: 412MVA20.31 Mpa, 冷却器进水温度 26)额定电压: 20KV 额定电流: 11.207KA额定功率因素: 0.85 额定频率: 50HZ额定励磁电压: 487V 额定励磁电流: 2221A空载励磁电压: 168V（75） 空载励磁电流: 824A额定转速: 3000rpm 相数: 3接法： YY 出线端子数目： 6短路比： 0.6 效率： 99%（不包括励磁系统损耗）定子每相直流电阻： 0.00262 转子绕组直流电阻： 0.1145（75）定子每相电容： 0.209F 转子线圈自感： 0.857H绝缘等级：
5、 F 级（温升按 B 级考核 允许强励时间： 10S2.2.发电机定子机壳内氢气技术参数额定氢压 0.31MPa 最大氢压: 0.41MPa氢气纯度: 95% 湿 度: 1.5-4 g/m3冷氢温度: 35-46 热氢温度： 6524 小时漏氢量: 10m 3 露 点: 02.3.定子冷却水技术参数进水温度： 45-50 出水温度： 80水量： 55th 进水压力： 0.150.2MPa酸碱度： PH 值 78 硬度： 2ug 当量/L导电率(20)： 0.5-1.5S/cm2.4.氢气冷却器冷却水技术参数氢气冷却器个数： 4 个 进水温度： 35出水温度： 43 水量： 440th进水压力：
6、 0.2MP 水压降： 0.04mp2.5.轴承润滑油与密封油的技术参数： 轴承进油压力： 发电机轴承进油量L/min：360/只空侧密封油压 机内氢压+0.084 MPa稳定轴承进油量：空侧密封油压： 机内氢压+0.084 MPa轴承排油温度： 65进油温度： 27-49 轴瓦金属最高温度 90进油温度： 27-49 钨金材料温度 110密封瓦进油温度 40-49密封瓦出油温度 652.6.发电机及相关设备温度限制参数：定子绕组及出线出水温度： 80 定子绕组层间温度： 90定子绕组层间各温度差： 8 定子端部结构件温度： 1203转子绕组温度： 110 集电环温度： 120第二节 发电机的
7、正常运行方式1. 发电机可按铭牌长期运行。2. 当发电机各参数满足下列条件时，发电机最大连续出力为 330MW(功率因数为额定值)。 2.1. 氢压： 0.25MPa 2.2. 冷却器进水温度： 202.3. 冷却器出水温度： 27 2.4. 发电机冷氢温度： 302.5. 厂房内环境温度： 303. 发电机电压、周波、功率因数变化时的运行方式：3.1. 当发电机功率因数为额定值，电压变化范围不超过额定值5%及周波变化 范围不超过额定值2%时，发电机可连续输出额定容量。当电压变化范围不超过5%及周波变化范围不超过-5%-2、+2%+3%时，发电机也可按额定容量运行，但每年不超过十次，每次不超过
8、 8 小时。 3.2. 发电机的功率因素应保持在迟相 0.85 运行，一般不应超过迟相0.95(300MW，98.6MVAR), 功率因数升高时，发电机的出力由汽机功率限定，此时定子电流不应超过额定值。 运行中发电机可以降低功率因数运行，此时转子电流不允许大于额定值，而且视在功率应减少。3.3.发电机具有失磁异步运行能力，当电网条件允许时，发电机失磁后应在 60秒内将负荷降至 60%，90 秒内降至 40%，总的失磁允许运行时间为 15 分钟。发电机进相运行的允许范围主要受发电机静态稳定和转子铁芯端部构件发热两个因素限制，并保证厂用母线电压正常。发电机在进相功率因数为 0.95 时，可代额定负
9、荷长期连续运行。3.4.额定转速运行时，发电机轴承座 3 个坐标方向振动（双幅）允许值0.025mm，过临界转速时发电机轴承座 3 个坐标方向振动（双幅）允许值0.10mm。轴振动（双幅）允许值0.076mm，过临界转速时轴振动（双幅）0.20mm3.5.发电机具有一定的短时过负荷能力。3.5.1.定子绕组能承受下列短时过电流运行而不发生有害变形。发电机定子过电流允许时间（每年不超过 2 次）过电流值（%） 116 130 154 220允许时间（s） 120 60 30 103.5.2.转子绕组具有短时过电压能力，允许过电压的时间及电压值见下表:额定励磁电压（%） 208 146 125 1
10、12过电压时间（秒） 10 30 60 120以上过电压允许次数为每年不超过 2 次。第三节、发电机冷却系统运行1.3.1 发电机冷却系统概述：1.3.1.1 发电机定子水冷系统包括：水冷箱、水冷泵、水冷却器、过滤器、离4子交换器、电导率计、温度调节阀等。1.3.1.2 发电机定子冷却水采用化学除盐水或凝结水。1.3.1.3 发电机氢冷系统包括：气体控制站、CO 2汇流排、氢气纯度检测装置、氢气湿度仪、卤素检漏仪、压力表、压力控制器、氢气除湿机、氢气干燥器以及氢气冷却器、管道、阀门等。1.3.1.4 发电机氢冷器冷却水采用循环水或工业冷却水。1.3.2 发电机定子水冷系统运行1.3.2.1 发
11、电机正常运行时定子冷却水标准: 1、 机械杂质或其它混合物允许微量；2、 导电率(20)0.5-1.5S/cm；3、 PH 值 78；4、 硬度2ug 当量/L；5、 进水压力 0.10.25Mpa；6、 进水温度 453；7、 氨，允许微量8、 回水温度85；9、 水量 45m3/h(包括端部引入、引出线水量 5m3/h)。1.3.2.2 发电机正常运行时，定子线圈进水温度应稳定在 453，不受发电机负荷影响。1.3.2.3 任何情况下,发电机定子冷却水压均不应高于氢压，且其差值不得低于0.03Mpa,出水温度不得超过 80。1.3.2.4 定子线圈进水流量低至下限时,30 秒内不能回升则发
12、电机断水保护动作。1.3.2.5 为防止冷态时水温过低而使线圈结露，运行人员应根据氢温进行调整,使经加热后的水温高于氢温 5。1.3.2.6 发电机解列后，只有当转子静止后，方可停止向定子线圈内供冷却水。对于停机时间较长的，应将发电机定子线圈绝缘引水管内的水放尽。冬季时保持发电机内温度不低于 5。1.3.3 发电机氢气系统的运行1.3.3.1 发电机氢气系统运行时气体参数:项目 单位 数据氢气压力 Mpa 0.25氢气纯度 96露点 -5 -25发电机运行最低氢压(带负荷) Mpa 0.1进氢温度 35-46 热氢温度 65充氢容积 m3 71氢气湿度（额定氢压下） g/m3 1.5-41.3
13、.3.2 气体控制站设置有两套自动补氢装置1、 第一套补氢装置:当发电机内氢压降低至低限整定值 0.23MPa 时，电磁阀带电开启， 氢气进入发电机内；当机内氢压升至高限整定值 0.25MPa 时，电磁阀断电关闭，停止补氢。 2、 第二套补氢装置：减压器的输出压力值整定为发电机的额定氢压值50.25Mpa,当发电机内氢压降低时，减压器的输出端就会输出氢气至发电机，至额定氢压时停止输出。1.3.3.3 气体控制站设置一只安全阀，当发电机内氢压升高至 0.36Mpa 时，安全阀动作开启，释放机内压至 0.3Mpa 时,安全阀关闭。1.3.3.4 发电机进氢温度在 3546之间能保证长期满载运行,当
14、进氢温度高于46时,发电机视在功率应相应降低,不同进氢温度时,发电机负荷电流见下表发电机进氢温度() 进氢温度每升高 1定子电流较额定值降低定子电流(A)4045 1.5% 1018994254550 2.0% 942584825055 3.0% 848272101.3.3.5 进氢温度最高不允许超过 55,发电机的出氢温度高不允许超过 65,但应注意监视发电机进、出氢温度的温差不大于 25。1.3.3.5 发电机密封瓦油压大于机内氢压 0.0560.02MP。1.3.3.6 发电机本体及氢系统 5 米内禁止明火,510m 内的明火作业应办理动火工作票,每次动火前,需测工作地点空气内含氢量低于
15、 3%方可开工。1.3.3.7 发电机及氢管路系统漏氢量充氢容积 5%,最大允许漏氢量应小于10m3/24h。1.3.3.8 发电机的除湿装置、干燥装置正常运行时应投入。1.3.3.9 四组氢气冷却器垂直安装在两个端罩的四角,当一组氢气冷却器因清洗停止使用时,发电机允许带 80的额定负荷,但此时应监视发电机各处温升不超过原额定工况下的数值,且无其它异常情况发生。1.3.3.10 发电机在额定功率因数和定子冷却水压、水温正常时,发电机氢压和氢气冷却器水温变化时,其负荷限值见下表：项目 单位 数据氢压 Mpa 0.3 0.2 0.1水温 20 25 30 33 20 25 30 33 20 25
16、30 33负荷 MW 330 318 306 300 264 253 244 240 198 190 183 1801.3.3.11 发电机内氢气湿度正常情况下其绝对湿度应不大于 4g/m3（额定氢压下） ，对应的发电机各氢温下的露点和相对湿度见下表：发电机氢温（） 水汽压（hpa） 露点() 相对湿度（%）30 5.5929 -1.222 13.18%35 5.6853 -1.011 10.11%40 5.7776 -0.778 7.83%45 5.8699 -0.558 6.12%50 5.9622 -0.341 4.83%55 6.054 -0.128 3.74%60 6.146 0.0
17、81 3.13%65 6.239 0.292 2.37%1.3.3.12 发电机不允许在空气冷却状态下带负荷, 空气状态下空转作机械检查6时应遵守:1.3.3.12.1 无励磁。1.3.3.12.2 机内空气压力应为 3000-6000Pa（表压）,充入空气必须清洁、干燥。冷风温度 20-38。1.3.3.12.3 密封油系统投入运行。1.3.3.12.4 冷却器通水正常投入。1.3.3.12.5 定子绕组通冷却水。1.3.3.12.6 切断氢气分析仪、差压表、拆开供氢管道。1.3.4 发电机气体的置换1.3.4.1 发电机气体置换的规定发电机及气体系统、密封油系统安装（或检修）完毕，经气密试
18、验合格后，才可进行气体置换。采用二氧化碳置换法，充氢时先用 CO2驱赶发电机内的空气，待机内 CO2含量超过 85以后，再充入氢气驱赶 CO2最后置换到氢气状态。排氢时先向发电机内充入 CO2驱赶氢气，当 CO2含量超过 95以后，用压缩空气驱赶 CO2，当 CO2含量低于 5以后，可以终止向发电机内送压缩空气。1.3.4.2 中间介质置换时注意事项：1、发电机的气体置换一般在转子静止状态下进行，也可在盘车状态下进行，但不得在启动时进行。置换前应将气体湿度仪探头与系统隔离。2、氢气、压缩空气、二氧化碳均需从气体控制站上专设的入口引入，严禁空气与氢气在机内直接接触。3、排出带有压力的氢气或进行储
19、氢时，应均匀缓慢地打开设备上的阀门和节气门，控制气流流速，使气体缓慢放出，禁止剧烈地排送，以防因摩擦引起自燃或管路变径处出现高热点。4、整个置换过程中发电机内保持气体压力在 0.010.03Mpa。5、现场特别是排空管口杜绝明火。禁止汽机厂房天车运行。6、置换过程中气体排出管路及气体不易流动的死区（特别是氢气干燥器和发电机下油水探测器等处）要勤排放，各处应符合要求。7、气密试验用空气或置换用空气，均应经气体干燥器进入发电机。8、二氧化碳在发电机内停留时间不得超过 24 小时。9、在向机内充二氧化碳气体时，应注意操作顺序，以防导管炸裂。1.3.4.3 气体置换1、发电机气体置换，采用中间介质置换
20、法，中间介质为二氧化碳。2、气体置换前，应具备下列条件1）查气体管路各连接处均严密紧固。2）发电机新投运或大修后应进行气密试验，从充氢旁路阀充入干燥空气到 0.25Mpa,用肥皂液检漏，正常后进行 0.35Mpa24 小时泄漏试验，标准大气压下,压降应小于 0.01Mpa。3）发电机本体下部应放置供灭火用的二氧化碳灭火器和准备用于置换的二氧化碳气瓶及软管，在机体上、下及周围挂“氢气运行、严禁烟火”等标示牌。4）配备二氧化碳瓶应能满足 2 次置换使用，瓶内二氧化碳经过化验合格。5）通知制氢站做好投氢准备，氢气纯度应不低于 99.5%。6）通知汽机启动密封油泵，建立密封油压。73、由空气置换为氢气
21、状态1)二氧化碳排空气,在空气的出口处化验二氧化碳含量高于 85%。2)氢气排二氧化碳，在二氧化碳出口处化验氢气含量高于 98%，氧含量低于 1.2%。4、由氢气置换为空气状态1)二氧化碳排氢气，在氢气出口处化验二氧化碳，含量高于 95%。2)空气排二氧化碳，在二氧化碳出口处化验二氧化碳含量应低于 5%。第四节 发电机启动，停机的操作1. 发电机启动前的检查与准备工作1.1.500KV 出线对侧断路器已合上，500KV 母线电压在正常范围，启备变、厂用 6KV、380V、220V 直流、UPS 等系统已投入运行，柴油发电机处于良好备用状态。1.2. 发电机、主变、高厂变及辅助设备的一、二次回路
22、正常，具备投运条件。1.3. 发电机本体和外罩各结合面严密，各部螺丝紧固，发电机轴承无脏污现象。1.4. 发电机各温度测点及氢气温度计完好，并且指示温度为环境温度或机内温度。1.5. 发电机滑环表面清洁，光滑、无伤痕，碳刷安装牢固，滑环碳刷表面与滑 环接触良好，碳刷有效长度不小于 5cm，弹簧压力正常。1.6. 发电机、主变、高厂变封闭母线完整，充气压力正常。1.7. 发电机出口电压互感器、避雷器、高厂变低压侧同期电压互感器设备外观 完全，瓷瓶无破损、裂纹现象，引线、接地线连接牢固，一次保险完好,二次空气开关已合好,一次触头接触良好。1.8. 发电机中性点柜内设备完好，中性点高阻抗变压器和匝间
23、 TV 中性点连接电缆完好。1.9. 发电机灭磁开关 MK、自动电压调整装置及其盘面设备完好，操作机构无损 坏、脱落现象，整流柜及其风机、起动励磁装置设备完好，起励开关、励磁变低压侧开关及灭磁开关 MK 在断开位。1.10. 高厂变低压侧小车开关在检修或试验位置，机械部分正常，操作部分正 常，操作机构连接牢固，控制回路接线牢固。1.11. 发电机仪表、信号、继电保护、自动和远动装置正常，保护定值正确， 发电机 CRT 画面各位置指示器指示正常，信号试验良好，发电机整组试验正常。1.12. 主变、高厂变检查具备投运条件，发变组出口 SF6断路器和母线刀闸检查按要求具备投运条件。1.13. 测量发
24、变组各部分绝缘合格1.13.1 发电机绝缘电阻的测量应满足下列条件：1.13.1.1 发变组、高厂变及励磁系统停电，将发电机系统内各 TV 停电，拉开发电机中性点接地变一次刀闸。1.13.1.2 检修应将发电机与主变、高厂变及励磁系统连接部分断开。1.13.2 发电机系统绝缘电阻的测试规定1.13.2.1 发电机第一次投运、大小修后及发电机一次系统回路有工作，在启动8前均应测量其相应的绝缘电阻值，并应做好详细记录。1.13.2.2 定子绕组和出线套管通水后，在水温接近工作温度，水质满足设计要求，用水内冷发电机专用绝缘电阻测量仪测绕组对地绝缘电阻，吸收比1.3。吸收比=60 秒绝缘阻值/15 秒
25、绝缘阻值。1.13.2.3 定子线圈在不通水，干燥后接近工作温度时，其对地及相间绝缘值应不低于 4M。定子绝缘电阻换算到 75的公式如下： 751.6(0.1t-7.5)Rt式中：t测量时的温度Rt实测绝缘电阻1.13.24 发电机转子绕组在冷状态下（20）用 500 伏摇表测定，其绝缘电阻值应满足：对地绝缘值0.5M；当转子绝缘电阻小于 0.5M 而大于 2000 时，请示领导批准可投入运行。1.13.2.5 各电阻检测计冷态(20)绝缘电阻值应1M(250 伏兆欧表测量)。1.13.2.6.发电机轴承油管及座垫用 1000V 摇表测定其绝缘值应不低于 1M。1.13.2.7 测量碳刷架对地
26、绝缘电阻，使用 1000V 兆欧表测量，其值应1M。 1.13.2.8 定子绕组和出线套管通水后，在水温接近工作温度，水质满足设计要求，用水内冷发电机专用绝缘电阻测量仪测绕组对地绝缘电阻，吸收比1.3。吸收比=60 秒绝缘阻值/15 秒绝缘阻值。1.13.2.9 主变低压侧、励磁变、高压工作厂变高压侧绝缘电阻随发电机同时测量；主变高压侧、励磁变、高压工作厂变低压侧绝缘电阻的测量，按变压器要求进行。注意：励磁变低压侧电压为 800V，应使用 1000V 兆欧表测量，其值应1M。1.13.2.10 每次测量结果应与前次记录进行比较，测量结果如降至前次的 1/3时，必须查明原因，否则，须经总工程师批
27、准后，方能启动并列。1.13.2.11.硅整流及可控硅装置不允许用摇表测量相间绝缘。1.13.2.12 发电机变压器组及高压厂用工作变压器的工作票全部收回，安全措施全部拆除，设备现场清洁，无遗留物，常设遮栏全部恢复。2. 发电机并列操作（以#1 及为例）2.1. 发电机一经启动，即认为带有电压，任何人不得在定子和转子回路上进行工作。2.2. 机组并网前应配合电气、热工检修人员作如下试验2.2.1. 电气超速保护试验及其它电气试验。2.3. 发电机并列前的检查、操作2.3.1 . 检查发变组出口刀闸已断开、发变组出口开关确已断开。2.3.2 .检查发变组出口开关油压、气压正常及其油泵电源已投入且
28、良好。2.3.3.将主变风扇电源把手打至“试验”位，查冷却器风扇运转良好后置工作位。2.3.4. 合上发电机中性点地刀，并检查地刀已合好。2.3.5 .检查三组整流柜各部良好，AVR 在自动、远方位且其柜内各电源良好并在合位、无报警等异常光子。2.3.6 . 检查发电机各 PT 的高压保险、二次空开完好并却已给上，动、静触头接触良好，查 6KV 工作段工作进线开关在隔离位。92.3.7 . 检查发变组保护压板已按规定正常投入。检查发变组保护压板已按规定 正常投入。2.3.8.投入发变组保护装置，查该装置运行正常，保护投入正确。2.3.9.待汽机转速升至 3000r/min 合上发变组出口刀闸
29、5011-6，并就地检查刀闸已合好。2.3.10.给上发变组出口两开关控制电源。2.3.11. 发变组保护个保护柜运行正常且无异常报警光子，DCS 画面显示正常无异常报警光子。2.4. 机组并列方式有如下几种：2.4.1. AVR 自动方式自动准同期并列2.4.2. AVR 自动方式手动准同期并列2.4.3. AVR 手动方式手动准同期并列2.4.4. AVR 手动方式自动准同期并列2.5. AVR 自动方式自动准同期并列2.5.1. 机组转速达 3000rpm 后，得值长发“发电机并列”的命令。2.5.2. 检查发电机 AVR 在远方自动位，励磁就绪条件满足。2.5.3. 将 AVR 装置处
30、于“恒电压运行方式” 。2.6. 点击“起励”按钮，检查发电机 MK 开关自动合闸。当机端电压升至约4KV，检查起励电源开关自动断开。2.7. 检查发电机端电压升至 18KV，三相电压平衡，定子三相电流为 0。点击“升压”按钮，将机端电压升至比并网参考电压高 0.2-0.3KV。1) 检查发电机转子电压168V，转子电流824A。检查发电机转子电压、电流正常，发电机转子无接地报警信号。2) 检查发电机具备同期合闸条件。3) 检查故障录波器运行正常。4) 在同期装置柜合入同期装置电源开关。5) 在同期装置柜将同期选择开关切至并列开关的位置，即选择 5011（5012）为并网开关。6) 在 DCS
31、 同期系统画面选择合闸开关，即选择 5011（5012）为并网开关。7) 在 DCS 同期系统画面点击“同期启动” ，将同期装置投入运行。8) 监视电压、频率和同步表的指示，发电机在同期点与系统并列，5011（5012）自动合好 。9) 调整发电机有、无功功率至适当。10) 检查发电机定子三相电流平衡。11) 汇报值长发电机已并列12) 并网后，按调令在 NCS 合入 5012（5011）开关，进行串环操作。13) 在 DCS 同期系统画面将同期装置“停止” 。14) 在同期装置柜拉开同期装置电源开关。15) 切、投有关保护(启停机保护、误上电保护、断口闪络保护、低频保护等)16) 查主变风扇
32、运转良好，各风扇运行方式按规定正常投入。17) 全面检查操作无误，发变组回路正常，各开关(发变组出口开关、MK 开关、起励开关)状态正常，汇报发令人。102.8. 并网后的工作：2.8.1. 发电机并入系统后，立即将有功升至 8-20MW，以免逆功率保护动作跳闸，其有功负荷增加的速度取决于汽机的升负荷的规定。2.8.2. 发电机并列后，可适当增加其无功出力，以保持发电机定子电压正常。2.8.3. 加负荷时必须监视发电机及主变各部温度上升情况。2.8.4. 并网后应对发电机、变压器组全面检查一次，复归有关信号。2.8.5. 发电机并网后运行稳定，负荷达 30%额定负荷，锅炉投煤正常、机组运行稳定
33、后进行厂用电源切换操作。如中压缸启动则必须待汽机高缸切换后，切换厂用电源。3. 发电机解列操作3.1. 发电机解列、停机前的操作3.1.1. 负荷降至 30额定负荷左右时, 查厂用电系统及发电机出口开关 SF6压力正常，将厂用电切为启备变供电，切换正常后并将厂用电工作进线开关置检修位。3.1.2. 发电机在减有功负荷的同时，相应减少无功负荷。3.1.3 切、投有关保护(启停机保护、误上电保护、断口闪络保护、低频保护等)3.1.4 将主变风扇电源把手打至“试验”位。3.2. 发电机解列停机的操作： 3.2.1. 待发电机有功负荷减至最低限时，减发电机无功接近于零。3.2.2. 待汽机打闸后， “
34、逆功率”或“程序逆功率”动作应跳开发变组出口开关、MK 开关，若未跳开则手动断开发变组出口开关及 MK 开关。3.2.3. 检查发变组出口开关、MK 开关已分闸，发变组个参数到零。3.2.4. 检查操作无误，汇报发令人。3.3. 发电机停机后的工作3.3.1. 停机后应拉开发变组出口刀闸，将厂用 6KV 电源进线开关置检修位，按要求进行是否合环操作。3.3.2. 停机检修，应按工作票停用有关设备及辅助电源，并做好安全措施。3.3.3 发电机的氢、油系统按汽机规程执行。3.3.4. 发电机解列后，只有当转子静止后，方可停止向定子线圈内供冷却水。冬季停机，应使发电机各部温度维持在 5以上，以防冻坏
35、发电机内的水路系统，对于停机时间较长的，应使发电机定子线圈绝缘引水管内的水放尽。第五节 发电机运行中的监视与维护1. 发电机运行中的监视：1.1. 发电机运行中有功负荷，应严格按调度命令执行，控制员应认真监视负荷变化，若发现偏离规定值应及时调整，无功负荷的调整根据调度下达的电压曲线使之在合格范围内。1.2. 值班员应严密监视运行中的发电机表计，自动记录装置的工作情况，发电机定子电流、电压、转子电流、电压、功率因数等参数应符合规程规定，定子三相电压，电流平衡。1.3. 发电机各部件温度在额定运行参数下，最高允许监视温度应低于制造厂的允许值。1.4. 发电机定子冷却水导电率(换算式 20)应小于 1.5us/cm，报警值为5uscm，当定子冷却水导电率超过 10uscm经处理无效时应减负荷申请停机。
