汽轮发电机运行规程：国电发[1999]579号（摘要）

1 适用范围

本规程适用于电力工业系统100 MW 及以上容量的汽轮发电机 (以下简称发电机)。100MW 以下容量的汽轮发电机可参照执行。

2 引用标准

略。

3 基本要求

3.1 一般要求

3.1.1 每台发电机和励磁装置及其主要部件,均应有制造厂的额定铭牌。

3.1.2 每台发电机应按照本单位规定的顺序编号,并将序号明显地标明在发电机外壳上。发电机的附属设备也应有相应编号。如同一台发电机有几套同样附属设备时,在每套附属设备上除标明发电机序号外,应附加“甲”、“乙”或其他字样,以资区别。

附属设备的阀门上也应有编号和名称,并应用箭头标出开闭的方向。

3.1.3 为了检查制造、安装和检修后的质量,以及掌握发电机的参数和特性,应按照有关规程的规定进行必要的试验,以决定发电机是否可以投入运行。

3.1.4 每台发电机都应有必要的运行备品和技术资料,其主要内容为:

a.运行维护所必需的备品;

b.安装维护使用说明书和随机供应的产品图纸;

c.安装、检查和交接试验的各种记录;

d.运行、检修、试验和停机的记录 (包括技术文件);

e.缺陷和事故的记录;

f.发电机及其附属设备的定期预防性试验及绝缘分析记录;

g.现场运行规程。

3.1.5 发电机所有的水、气、油管路及封闭母线均应按规定着色 (见附录A)。

3.1.6 水内冷发电机应有内冷水系统图,氢冷发电机应有氢气系统图和密封油系统图,并均应悬挂在现场。

3.1.7 汽轮发电机厂房内,环境温度不得低于+5℃。

3.1.8 发电机应有适当的灭火装置。空气冷却的发电机内部必须装置灭火水管或二氧化碳管,管路的端头必须引出机座外;氢气冷却的发电机,应该用二氧化碳灭火,二氧化碳瓶应接到二氧化碳母管上。

此外,在主控室和主机室内,还应按有关规定配置电气设备专用的灭火器并定期检验、更换。

3.2 测量、信号、保护和联锁装置

3.2.1 发电机应按有关标准的规定,装设必要的监视、测量仪表,继电保护装置、过电压保护装置和各种自动、联锁装置。在测量仪表上应有指示额定参数的标志。采用集中控制的微机监控系统应有发电机越限报警显示与声响。

200MW 及以上的发电机宜装设在线监测装置以提高运行可靠性。

3.2.2 主控室与主机室分开的电厂,每台发电机组均应装设联系信号装置。使主控室与主机室能分别相互传送带有声、光和必要文字的信号。这些信号的种类和使用方法应在现场运行规程中具体规定。

3.2.3 实行集中控制的电厂,发电机保护动作时,应有相应的信号送达集控室,并有声、光装置报警。

3.2.4 单元机组当机、炉热工保护动作时,应相应地作用于发电机减负荷或跳闸;发电机保护动作时应相应地作用于机、炉减负荷或停机。

3.3 励磁系统

3.3.1 当发电机的励磁电压和励磁电流不超过其额定值的1.1倍时,励磁系统 (备用励磁装置同)应保证能连续运行,并能满足发电机转子短时过负荷能力的要求。

3.3.2 发电机励磁系统应有强励能力,其电压强励倍数不低于1.8倍,当对强励倍数有更高要求时可根据稳定计算确定。允许强励时间不小于10s。强行励磁一般由自动励磁调节器来实现。直流励磁机励磁系统也可装设继电强行励磁装置,其动作电压不得低于85%的额定电压。

3.3.3 发电机应配备双自动通道励磁调节器,单一通道运行时,应能保证发电机在各种运行工况下稳定运行和强励的要求。双自动通道可以采用并联运行方式,也可以采用一个通道运行,一个通道备用的方式。励磁调节器的功率部件一般应采用三相全控桥式整流。

3.3.4 自动励磁调节器应具有电力系统稳定器功能。

3.3.5 自动励磁调节器应有下述保护和限制功能并投入运行:

a.电压互感器断线保护;

b.过磁通 (伏/赫)限制和保护;

c.低励限制和保护;

d.过励限制和保护;

e.误强励保护;

f.误失磁保护。

3.3.6 自动励磁调节器应有跟踪、故障检测和判断功能,应能及时切除故障通道,投入备用通道或备用励磁,且切换时扰动最小。

3.3.7 自动励磁调节器自动通道的投入率应大于99%。当自动励磁调节器出现故障时,应及时进行检修,使之重新投入运行。不允许发电机在手动调节励磁方式下长期运行。

3.3.8 备用励磁装置。

a.备用励磁 (调节)装置应定期试验,确保处于完好状态。

b.采用交流励磁机不可控整流器励磁系统的发电机,应有手动备用励磁调节装置。该装置应能对自动励磁调节器实行跟踪。

c.采用直流励磁机励磁系统的发电机,应配置直流备用励磁机。备用励磁机应由鼠笼型电动机带动,并仅装设保护短路的过电流保护装置。

d.采用可控硅直接励磁的发电机 (交流励磁机可控硅励磁系统或自并励静止励磁系统),必要时可考虑配备全厂公用的备用励磁装置。

3.3.9 由运行人员调节励磁的元部件,应有明确的“增”、“减”指示。

3.3.10 励磁系统的功率整流装置,应有足够的裕度。当一个整流桥 (或一个支路)退出运行时,应能满足发电机强行励磁的要求。整流装置冷却系统发生故障时,应按制造厂提供的数据限制整流装置的输出电流。

3.3.11 发电机灭磁装置应能可靠动作,并在发电机各种工况下要求灭磁时可靠灭磁。采用非线性电阻灭磁时,非线性电阻的容量应能满足发电机强行励磁时灭磁的要求。灭磁时产生的过电压应不超过发电机转子过电压保护装置的动作值。

3.3.12 发电机转子过电压保护装置的整定值应低于规定的发电机转子试验电压。

3.3.13 自动励磁调节器、整流装置、灭磁装置和转子过电压保护装置应安装在洁净、干燥、环境温度符合制造厂要求的地方。

3.3.14 励磁系统送往控制室的信号至少应包括下列各项:

a.自动励磁调节器各通道工作状态指示;

b.自动励磁调节器故障;

c.自动励磁调节器切换动作;

d.低励限制和保护动作;

e.过励限制和保护动作;

f.过磁通 (伏/赫)限制和保护动作;

g.脉冲丢失;

h.功率整流器熔丝熔断;

i.整流装置冷却系统故障;

j.励磁变压器故障。

3.4 冷却系统

3.4.1 空冷密闭式通风的发电机,应保持通风系统严密,接缝处应严加堵塞。冷空气室与热空气室应有隔热措施,并应装设厚玻璃的窥视窗。空气室的门应用金属制做,并应严密。室内照明开关应装在外面。在空气室和空气通道内应清洁无杂物,其墙壁应涂刷浅色的油漆。

空气室内应设置水槽,并用水管引至室外,以排出内部积水,并可监视冷却器是否泄漏。

3.4.2 发电机通风系统不应有短路。发电机的轴封应保持严密并符合制造厂规定。发电机引出线附近,不应有空隙。风扇叶的方向和风挡板的位置应该正确。

3.4.3 气体冷却器供水管道系统中,应装设两个并联而且可以倒换使用的网状过滤器。在气体冷却器排水总管上,应装一个调节水量的阀门,该阀门的操作传动装置,应引到便于操作的地点。此外,每一段气体冷却器的进出口也应装设阀门,但只作向各段冷却器供水或停水之用,而不作调节各段水量之用。

如果气体冷却器的水不由循环水泵供给,而由压力较高的水源供给,则调节水量的阀门,应装在气体冷却器的进水口处。在此水管上,也要装设压力表和带有水门的保险阀。

3.4.4 凡充水的冷却系统及水冷却的水冷系统,温度应不低于+5℃。

3.4.5 其他冷却方式的基本要求见7.1、8.1、8.2、8.3。

3.5 轴承

3.5.1 正常运行时,发电机润滑油的入口温度和压力应按制造厂规定控制。

3.5.2 发电机励磁机侧的轴承和励磁机的轴承以及水内冷汽轮发电机的进水支座,均应与基础台板或机壳绝缘 (最好在两层绝缘间垫以金属板,以便测量绝缘)。

3.5.3 在轴承每一油管和进水支座的进水管的法兰盘之间,应安装两个绝缘的法兰盘,以便在发电机运行时检查管路的绝缘状况。在全部油管装好后,发电机和励磁机轴承的绝缘电阻用1000V 兆欧表测量时,不得小于1MΩ。

3.5.4 为防止在发电机的转子上产生高的静电电压,应在汽侧轴上装置接地电刷,一般可经过100～300Ω 的电阻接地。

3.6 封闭母线

3.6.1 200 MW 及以上容量的发电机,或只允许在主变压器高压侧短路的发电机,其与主变压器及厂用变压器连接的回路应装设分相的封闭母线。

3.6.2 封闭母线应焊接良好、严密、不漏水,并应有监视接头温度的窥视窗;导体及外壳的运行温度不应超过制造厂的规定。制造厂无规定时按国标执行。

3.6.3 封闭母线的外壳应可靠接地,其截面应具备承受短路电流的能力。

3.6.4 为防止氢冷发电机的氢气漏入封闭母线,在发电机出线箱与封闭母线连接处应装设隔氢装置,并在适当地点设置排气孔。还应加装漏氢监测装置。

3.6.5 封闭母线应有防止结露、积水的措施。

4 发电机的正常运行方式

4.1 额定运行方式

4.1.1 发电机按照制造厂铭牌规定数据运行的方式,称为额定运行方式。发电机可在这种方式下以及相应的出力图的范围内长期连续运行。

4.1.2 转子电流的额定值,应采用在额定功率因数和电压波动在额定值的±5%和频率变动在±1%范围内时,能保证发电机额定出力的最大电流值(如不能在电压与额定值相差±5%的情况下进行试验,则可在此范围内试验一点,然后用作图和计算的方法来求得额定转子电流值)。

4.1.3 发电机投入运行后,如无异常现象,即可按照发电机的铭牌数据带负荷。不允许无根据地限制容量。如有必要长期限制发电机的容量时,应经上级主管部门批准。

发电机若要超过额定数值运行,必须按制造厂的规定或经过特殊的温升试验,证明发电机在温升方面确有裕度,对发电机的结构所进行的分析亦说明确能超过额定数值运行时,应将所做的试验记录连同结构分析 (国内产品应附制造厂的意见)一并报上级主管部门批准。

4.1.4 经过改进后提高出力的发电机,需通过温升试验和其他必要的试验,以及进行技术分析鉴定,来确定提高出力后的运行数据。按提高出力数据运行的方式经上级主管部门批准后,可以作为发电机正常运行方式。

4.1.5 转子和定子绕组及定子铁心的最大允许监视温度,为发电机在额定进风温度及额定功率因数下,带额定负荷连续运行时所产生的温度。这些温度应根据温升试验的结果来确定,其值应在绝缘等级和制造厂所允许的限度以内。

4.2 间接冷却的发电机进风温度变动时的运行方式

4.2.1 当进风温度超过额定值时,如果定子绕组、转子绕组及定子铁心的温度,经过试验未超过其绝缘等级和制造厂允许的温度,可以不降低发电机的容量。但当这些温度超过允许值时,则应减少定子和转子电流,直到允许温度为止。

4.2.2 如发电机尚未进行温升试验,当进风温度高于额定值时,定子电流的允许值应按表1规定的原则确定。

表1　进风温度高于额定值(40℃)时定子电流的允许值

进风温度最高不允许超过55℃。

当进风温度低于额定值时,每降低1℃允许定子电流升高额定值的0.5%,此时转子电流也允许相应增加,但只允许增加至进风温度较额定值低10℃为止。如进风温度再降低时,电流值也不得再增加。

4.2.3 密闭式冷却的发电机的最低进风温度应以气体冷却器不出现凝结水珠为标准。通常这一温度不低于20℃。水氢冷或双水内冷的发电机应保持定子内冷水温度高于进风温度,以防止发电机内结露。

4.2.4 发电机冷却介质出口温度不予规定,但应监视进、出口温差。若温差显著增大,则表明发电机冷却系统已不正常,或发电机内部的损失有所增加,应分析原因,采取措施,予以解决。

4.3 电压、频率、功率因数变动时的运行方式

4.3.1 发电机运行电压的变动范围在额定电压的±5%以内而功率因数为额定值时,其额定容量不变。

4.3.2 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值的110%,发电机的最低运行电压应根据稳定运行的要求来确定,不应低于额定值的90%。

4.3.3 当发电机的电压下降到低于额定值的95%时,定子电流长时期允许的数值,仍不得超过额定值的105%。

4.3.4 发电机应能在额定功率因数,频率变化不超过±0.5Hz时,按额定容量运行,当电压和频率同时变化时连续输出的功率按制造厂的规定执行。

4.3.5 发电机在运行中功率因数变动时,应使其定子和转子电流不超过在当时进风温度下所允许的数值。发电机的功率因数一般不应超过迟相0.95。

发电机进相运行应遵守制造厂的规定。制造厂无规定时应通过试验来确定。进相运行的可能性决定于发电机端部结构件的发热程度和在电网中的运行稳定性。

4.4 调峰的运行方式

4.4.1 参与调峰运行的发电机,应优先采用变负荷调峰方式。负荷增减的速度应遵守制造厂规定。

4.4.2 两班制调峰机组由于启动频繁,应加强检查。对已发现缺陷的发电机,应酌情缩减检修间隔。

5 发电机正常运行中的监视、检查和维护

5.1 发电机的起动、并列、加负荷和停机

5.1.1 备用中的发电机及其全部附属设备,应进行必要的维护和监视,使其经常处于完好状态,随时能立即起动。

当发电机长期处于备用状态时,应该采取适当的措施防止绕组受潮,并保持绕组温度在+5℃以上。

5.1.2 发电机安装和检修后,在起动前应将工作票全部收回,并详细检查发电机各部分及其周围的清洁情况,各有关设备必须完好,短路线和接地线必须撤除。并完成起动前的各种试验 (断路器拉合、联锁动作等)。起动前的检查项目和试验项目应在现场运行规程中详细规定。

5.1.3 全部有关电气设备检查完毕后,在发电机起动前应测量发电机定子及励磁回路的绝缘电阻,并做好记录。

测量发电机定子回路绝缘电阻,可以包括连接在该发电机定子回路上不能用隔离开关断开的各种电气设备,并采用1000～2500V 兆欧表测量,其绝缘电阻值不作规定。若测量结果较前次有显著降低时 (考虑温度和气体湿度的变化,如降低到前次的1/3～1/5),应查明原因并设法消除。

对定子水内冷发电机,测量定子回路绝缘电阻时,应将汇水管到外接水管法兰处的跨接线拆开,并将两端汇水管连接起来,接到兆欧表的屏蔽端,然后测量。测毕应恢复法兰两端跨接线。

测量发电机励磁回路绝缘电阻,应包括发电机转子、主 (副)励磁机。对各种整流励磁装置是否测量绝缘电阻,应按有关规定的要求进行。测量时应采用500～1000V 兆欧表,其励磁回路全部绝缘电阻值不应小于0.5MΩ。双水内冷发电机转子绝缘用万用表测量,不应小于2kΩ。若低于以上数值时,应采取措施加以恢复。如一时不能恢复,是否允许运行应由发电厂总工程师决定。

对于担任调峰工作而起动频繁的发电机,定子和励磁回路绝缘电阻的测量工作,不必每次起动前进行,但每月至少应测量一次。

5.1.4 在合发电机隔离开关以前,应先试验发电机主断路器和自动灭磁开关的拉、合闸 (包括两者间的联锁)情况是否良好。对于频繁起动的发电机,不必每次起动前进行上述试验,但每月至少要进行一次。

5.1.5 发电机起动前,对采用准同期并列者,应将励磁调节装置 (如磁场变阻器或电位器等)调到电压最低位置。

5.1.6 发电机开始转动后,即应认为发电机及其全部设备均已带电。

对安装和检修后第一次起动的机组,应缓慢升速并监听发电机及主副励磁机的声音,检查轴承油流及机组振动情况。

当发电机转速达到额定转速的一半左右时,电气值班人员应检查集电环 (滑环)上的电刷是否有跳动、卡涩或接触不良的现象,如有异常,应设法消除。

在转速达到额定值时,应检查下列各项:

a.轴承油流温度和轴瓦温度;

b.对密闭冷却系统应检查发电机和冷却系统有无漏风现象,对漏风处应做好标记,以便安排处理;

c.对水内冷发电机,应检查水压、流量、检漏计等,均应正常;

d.对氢冷发电机,应检查氢压、密封油压等,均应正常。

5.1.7 发电机升电压时,应注意定子三相电流应为零或接近于零。当发电机的转速已达额定值,励磁机磁场变阻器的位置已在相当于空载额定电压的红线上或自动励磁调节装置的输出在空载额定值时,发电机定子电压应为额定值,同时,转子电流应与正常空载额定电压时的励磁电流值相符。

5.1.8 采用准同期并列时,只有发电机的频率与系统频率相差在1Hz以内方可接入同期检定装置,并投入同期闭锁装置。

在现场规程中,应具体规定同期并列的方法及所使用的开关、插座和同期装置。

5.1.9 发电机并入电网以后,有功负荷增加的速度决定于汽轮机。间接冷却的发电机的定子和转子电流增加的速度不受限制;对于直接冷却的发电机,此项速度不应超过在正常运行方式下有功负荷的增长速度,制造厂另有规定者应遵守制造厂规定。

加负荷时应对发电机冷却介质温升、铁心温度、绕组温度以及电刷、励磁装置的工作情况等进行监视。

5.1.10 在正常情况下,发电机解列前,必须减去有功及无功负荷,倒出厂用变压器,然后再拉开发电机的断路器,切断励磁,并通知主机值班人员发电机已解列。

如果发电机必须停下,再由值长或电气值班人员通知主机值班人员停机,并拉开发电机母线隔离开关及厂用变压器回路的隔离开关。

5.1.11 发电机停机后,应按5.1.3的规定,测量定子和励磁回路的绝缘电阻;并检查气体冷却器中的水应停止循环。

5.2 发电机正常运行中的监视、检查和维护

5.2.1 所有安装在发电机仪表盘上的电气表计指示值,必须每小时记录一次;发电机定子绕组、定子铁心和进出水、进出风温度,必须每小时检查一次,每两小时记录一次。若有特殊要求时,可以缩短抄表时间。如果装有自动记录仪表,其抄表时间可以延长,具体间隔时间,由现场规程规定。

监督定子及励磁回路绝缘的电压表,每班测量一次。轴承绝缘的检查,在机组大、小修后进行。

对全部自动化的机组,仪表读数的抄录、打印,应在定期巡查时进行。

5.2.2 发电机及其附属设备,应由值班人员进行定期的外部检查,检查周期应在现场规程中规定。此外,在每次较严重的外部短路以后,也应对发电机进行外部检查。

5.2.3 润滑油和轴承的允许温度及油压、进出风温度控制和冷却器水门的调节 (在冬季机组由低负荷转带高负荷时尤应注意),均应在汽轮机现场运行规程中规定。

5.2.4 发电机及其附属设备的运行管理与监督,应由电气值班人员与相关专业人员共同承担,其职责分工,应在现场规程中明确规定。

5.3 集电环 (滑环)电刷的检查和维护

5.3.1 对集电环 (滑环)的检查和维护,由电气专责人员负责。现场规程应规定检查时间和次数,并应定期用吸尘器或压缩空气清除灰尘和碳粉。

使用压缩空气吹扫时,压力不应超过0.3MPa(表压),压缩空气中应无水分和油 (可用手试)。

5.3.2 在运行中的发电机集电环 (滑环)或其他励磁装置上工作时,工作人员应穿绝缘鞋 (或站在绝缘垫上),使用绝缘良好的工具并应采取防止短路及接地的措施。当励磁系统有一点接地时,尤应特别注意。

禁止同时用两手触碰发电机励磁回路和接地部分或两个不同极的带电部分。工作时应穿工作服,禁止穿短袖衣服或把衣袖卷起来。衣袖要小,并在手腕处扣住。女工还应将辫子或长发卷在帽子内。

5.3.3 定期检查集电环 (滑环)时,应检查下列各点:

a.集电环 (滑环)上电刷的冒火情况;

b.电刷在刷框内有无跳动、摇动或卡涩的情况,弹簧压力是否正常;

c.电刷刷辫是否完整,与电刷的连接是否良好,有无发热及触碰机构件的情况;

d.电刷边缘是否有剥落的情况;

e.电刷是否过短 (应注意电刷磨损的允许程度,此项允许程度应订入现场运行规程中);

f.各电刷的电流分担是否均匀,有无过热;

g.集电环 (滑环)表面的温度是否超过规定;h.刷握和刷架上有无积垢。

5.3.4 如果集电环 (滑环)上的电刷发生火花,应参照附录B进行处理。

5.3.5 检查电刷时,可顺序将其由刷盒内抽出。一般情况下更换电刷时,在同一时间内,每个刷架上只许换1～2个电刷。换上的电刷应事先在与集电环 (滑环)直径相等的模型上研磨好,且新旧牌号须一致。

更换电刷的工作应由有经验的人员进行。

5.3.6 集电环 (滑环)表面应无变色、过热现象,其温度应不大于120℃。

对励磁电流大的发电机,电刷数目多,尤应注意其发热现象。

5.4 励磁装置的检查和维护

5.4.1 励磁调节装置的检查和维护。

5.4.1.1 定期检查自动励磁调节器各通道的工作状态指示是否与实际情况相符;检查工作通道的输出电压和输出电流应不超过装置的允许值。

5.4.1.2 双自动通道在并联运行状态时,应定期检查两个通道的输出电压和输出电流。输出电压应相等,输出电流之差应在制造厂提供的规定范围内。

5.4.1.3 可控硅整流装置采用风冷时,应定期检查并监视风机的运行情况。

5.4.1.4 定期检查备用励磁调节装置对自动励磁调节通道的跟踪情况是否正常。

5.4.2 定期检查整流柜的工作情况:接头有无过热现象、快速熔丝有无熔断、均流系数是否满足要求,冷却系统工作是否正常等。

5.4.3 定期检查励磁变压器的接头有无过热现象、温升是否在正常范围内、冷却系统工作是否正常等。

5.4.4 定期检查有并联支路的非线性灭磁装置的熔丝有无熔断现象。应保证有足够支路在运行状态。

5.4.5 现场规程应根据励磁装置的具体情况和制造厂的要求,制定出具体的检查项目和使用、维护方法。

6 发电机的异常运行和事故处理

6.1 发电机可承受的短时过负荷

6.1.1 在事故情况下,允许发电机的定子绕组在短时间内过负荷运行,同时也允许转子绕组有相应的过负荷。短时过负荷的允许值应遵守制造厂的规定。制造厂无规定时,1200 MVA 及以下容量的发电机可以参照表2执行,或按下式计算允许的过电流时间与过电流倍数:

式中:I——定子过电流的标么值;

t——持续时间,适用范围10～60s。

表2　发电机允许的短时过负荷值(PN≤1200MVA)

注 在上述过负荷情况下的定子温度将超过额定负载时的数值,所以过负荷每年不得超过2次。

对于正常运行时定子或转子绕组温度偏高的发电机,应适当限制其短时过负荷的倍数和时间。

6.1.2 当发电机的定子电流过负荷运行时,电气值班人员应首先检查发电机的功率因数和电压,并记录过负荷的大小及时间,按照现场规程的规定,在允许的持续时间内,用减少励磁电流的方法,降低定子电流到正常值。但不得使电压过低。如果减少励磁电流不能使定子电流降低到正常值时,则必须降低发电机的有功负荷或切断一部分负荷。

6.2 发电机的事故处理

6.2.1 发电机发生剧烈的振荡或失步时,在仪表上有下列指示:

a.定子电流表的指针来回剧烈地摆动,并超过正常值;

b.发电机和母线的电压表指针都发生剧烈的摆动,经常是电压降低;

c.有功及无功功率表的指针在全盘内摆动;

d.转子电流表的指针在正常值附近摆动。

同时发电机发出鸣音,其节奏与上列各项表计指针的摆动合拍。这时,电气值班人员应分别采取下列措施:

a.对于自动励磁调节装置在自动方式运行的发电机,应适当降低发电机的有功负荷;

b.对于自动励磁调节装置在手动方式运行的发电机,应尽可能增加其励磁电流,并适当降低发电机的有功负荷,以创造恢复同步的有利条件;

c.如果采取上述两项措施仍不能恢复同步时,则根据现场规程规定的时间 (或振荡次数)或调度的命令,将发电机或发电厂的一部分与系统解列。

6.2.2 当系统内或其他并列运行的发电机发生事故,引起电压下降,发电机的励磁由自动励磁调节装置和强行励磁装置作用增加到最大时,对于间接冷却的发电机,在50s内电气值班人员不得干涉自动励磁调节装置或强行励磁装置的动作。在50s以后,则应立即根据现场规程的规定采取措施,以降低发电机的定子和转子电流到正常值。

对于直接冷却的发电机,应遵照制造厂的规定;制造厂无规定时,强励时间不允许超过10s。

6.2.3 在发电机或发电机变压器组主断路器以外的回路上发生持续短路,定子电流表的指示指向最大而电压剧烈降低时,如果发电机的保护装置未动作跳闸,电气值班人员应立即把发电机与系统断开。

6.2.4 当发电机主断路器自动跳闸时,值班人员应立即进行以下检查和处理。

6.2.4.1 检查灭磁开关是否已跳闸,如果未跳闸,就立即远方手动断开;如果厂用电源取自发电机出口母线,则只有当厂用电开关也同时断开时,才可将灭磁开关拉开。否则,将中断厂用电源。

6.2.4.2 检查危机保安器是否动作。

6.2.4.3 检查保护装置是否动作停机。

6.2.4.4 检查是否由于人员误动而引起,如果确定掉闸原因是由于人员误动所引起,则应立即将发电机并入电网。

6.2.4.5 根据记录式仪表,查明保护装置的动作是否由于短路故障引起。

6.2.5 如果发电机由于电网内或发电厂升压站母线上的短路过电流保护装置动作而被切断,同时内部故障的保护装置未动作,经外部检查发电机也未发现明显的不正常现象,则发电机即可并入电网。

6.2.6 当发电机由于内部故障的保护装置动作而掉闸时,除按6.2.4检查外,还应测量定子绕组的绝缘电阻,并对发电机及其有关的设备和所有在保护区域内的一切电气回路 (包括电缆在内)的状况,作详细的外部检查,查明有无外部征象 (如烟、火、响声、绝缘烧焦味、放电或烧伤痕迹等),以判明发电机有无损伤。此外,应同时对动作的保护装置进行检查,并查问在电网上有无故障。

如果检查发电机及其回路的结果未发现故障,则发电机可从零起升压。升压时如发现有不正常情况,应立即停机,以便详细检查并消除故障。如升压时并未发现不正常现象,则发电机可并入电网运行。

6.2.7 当发电机定子回路发生单相接地故障时,允许的接地电流值如表3规定。发电机定子接地保护的动作整定值按表3的要求确定。当定子接地保护报警时,应立即转移负荷,安排停机。200MW 及以上容量的发电机的接地保护装置宜作用于跳闸。

表3　发电机定子绕组单相接地故障电流允许值

6.3 发电机的异常运行及处理

6.3.1 当发电机或汽轮机故障 (发电机内冒烟、着火,氢气爆炸、振动超标、威胁人身安全等),需要立即切断发电机时,汽轮机的值班人员应打下危急保安器,并通知主控制室值班人员。主控制室值班人员接到通知并证实发电机有功功率为零后,应立即解列发电机,并断开励磁。汽轮机值班人员如已操作紧急停机按钮,主控制室值班人员应检查发电机主断路器、灭磁开关及工作厂用变压器是否跳闸,备用厂用变压器是否投入;了解故障原因。

6.3.2 当发电机的温度 (绕组和铁心的温度、冷却介质的温度或温升)与正常值有较大的偏差时,值班人员必须立即根据仪表指示检查有无某种不正常的运行情况 (如三相电流不平衡或定子绕组水路堵塞等),同时查明冷却器阀门是否已全开及内冷水系统是否正常,并将所发现的情况报告给值长和有关领导人员。

值班人员应采取一切措施,查明并消除过热的原因。

6.3.3 如果发电机的过热是由于内冷水中断或内冷水量减少引起,则应立即恢复供水。如果不能恢复,则应减少负荷或将发电机解列。

6.3.4 运行中还应对定子线棒层间测温元件的温差和出水支路的同层各定子线棒引水管出水温差进行监视。温差控制值应按制造厂规定执行。制造厂无明确规定则参照如下限额执行:定子线棒最高与最低温度间的温差达8℃或定子线棒引水管出水温差达8℃时,应报警、查明原因并加强监视。此时可降低负荷。一旦定子线棒温差达14℃或定子引水管出水温差达12℃,或任一定子槽内层间测温元件温度超过90℃或出水温度超过85℃时,在确认测温元件无误后,为避免发生重大事故,应立即停机,进行反冲洗及有关检查处理。对于全氢冷发电机,定子线棒出口风温差达到8℃或定子线棒间温差超过8℃时,应立即停机,排除故障。

6.3.5 当发电机的转子绕组发生一点接地时,应立即查明故障点与性质。如系稳定性的金属接地,应尽快安排停机处理。

6.3.6 当励磁系统发生两点接地时,必须立即解列发电机,并切断励磁。

6.3.7 当转子绕组因匝间短路而引起不允许的振动或转子电流明显增大 (变化达10%以上),必须立即减少负荷,使振动或转子电流减少到允许的范围,尽快停机检查、处理。

6.3.8 当发电机 (包括同轴励磁机)着火时,值班人员应立即采取下列措施:

a.立即打下危急保安器或操作紧急停机按钮,并通知主控制室值班人员。

b.发电机设有水灭火装置时,值班人员应根据现场的水灭火装置使用规程,立即向机内喷水,直到火焰完全熄灭为止。氢冷却的发电机则应切断氢源和电源,用二氧化碳灭火。水内冷发电机应使水泵继续运行,直至火焰熄灭为止。

c.如果没有水灭火装置或灭火装置发生障碍而不能使用时,值班人员必须设法使用一切灭火手段及时扑灭火焰,但不得使用泡沫式灭火器或砂子灭火(当地面上有油类着火时,可用砂子灭火,但应注意不使砂子落到发电机和励磁机内或其轴承上)。

d.在救火时,为避免由于一侧过热而导致主轴弯曲,禁止在火焰最后熄灭前,将发电机完全停下,而应保持发电机在额定转速的10%左右转动。

6.3.9 当发电机变成同步电动机的方式运行时,则有功功率表指示反向,无功功率表通常指示升高,定子电流表指示可能稍低,定子电压表和各励磁表计的指示正常。若主机室并未发出机器危险的通知,则不应将发电机与系统解列,而应加上有功负荷,使之脱离电动机的运行方式。

是否允许发电机变成电动机的方式运行,由汽轮机的工作条件决定。

6.3.10 当发电机失掉励磁时,其表计指示如下:

转子电流等于或接近于零,发电机电压通常降低,有功功率较正常数值低,定子电流升高,功率因数表指向进相,无功功率表指示为负值,定子电流和转子电压有周期性摆动。

不允许无励磁运行的发电机失去励磁时,如失磁保护未动作,应立即将发电机与电网解列。

允许无励磁运行的发电机,则应按照制造厂要求,降低发电机有功负荷,并在允许时间内查找失磁原因,尽快恢复励磁运行。如不能在允许的时间内恢复励磁,则应解列发电机。制造厂无规定时,应根据电网电压的允许降低程度,通过计算和试验确定机组能否失磁异步运行。并将失磁异步运行的有关规定,写入现场运行规程。

当发电机失去励磁时,其自动励磁调节装置应立即停用。其他运行中的相关机组的自动励磁调节装置,必须继续工作,并允许这些发电机按照6.1.1的规定短时过负荷。

6.3.11 当定子或转子仪表之一突然指示消失时,必须按照其余仪表的指示监视发电机的运行,检查是否由于仪表本身或其一次、二次回路的损坏所致。如果是由于仪表或二次回路导线的损坏,应尽可能不改变发电机的运行方式,尽快处理。如果由于仪表无指示影响发电机正常运行时,应根据实际情况减少负荷或停机处理。

6.3.12 当三相负荷不对称时,如发电机所承受的负序电流分量(I2)与额定电流之比 (I2/IN)符合表4的规定,且定子每相电流均不超过额定值时,应能连续运行。当发生不对称故障时,(I2/IN)2和时间t(s)的乘积应不超过表4所规定的数值。

6.3.13 发电机变压器组的主断路器出现非全相运行时,为避免烧损发电机,其相关保护应及时起动断路器失灵保护,断开与其连接在同一母线上的所有电源。

表4　不平衡负荷运行限值

注 SN为额定容量 (MVA)。

6.4 励磁系统的故障处理

6.4.1 自动灭磁装置出现故障时,应立即将其消除。故障未消除前,不得将发电机投入运行。

6.4.2 工作励磁装置发生故障时,可按下列方法之一切换到备用励磁装置或整流励磁装置运行:

a.工作励磁机换用备用励磁机时,应调整备用励磁机的电压,使比工作励磁机的电压略高 (一般约高5%～10%,具体数值应根据备用励磁机的特性计算,在现场规程中规定),然后换用备用励磁机,并随即拉开有故障的工作励磁机。

b.直流励磁机切换到整流励磁装置时,应将整流励磁装置的输出电压调到略低于 (一般为5%)直流励磁机的输出电压后,投入整流励磁装置,逐步减少直流励磁机的输出电流,在直流励磁机电流大于零的条件下,退出直流励磁机;由整流励磁装置切换到直流励磁机时,将直流励磁机电压调整到略高于 (一般为5%)整流励磁装置输出电压后再进行切换。

c.整流励磁装置互相换用时,可采用负荷转移法或切换法。采用负荷转移法时,应使待并装置的输出电压略低于 (一般为5%)运行装置的输出电压。采用切换法时,应使待并装置的输出电压略高于 (5%～10%)运行装置的输出电压,先合后拉。

6.4.3 励磁变压器发生故障,造成强励或失磁时,应立即停机处理;励磁变压器发出报警信号 (超温或轻瓦斯)时,应减少发电机负荷,查明原因,予以消除。若无法消除时,应停机处理。

6.4.4 功率整流装置的冷却系统、整流元件出现故障时,超出制造厂的规定时,应退出运行。

6.4.5 自动励磁调节器的一个通道发生故障时,应及时修复并投入运行,当两个通道都不能正常工作时,允许切换至手动通道 (或备用励磁调节装置)短时运行。切换前一般应使手动通道 (或备用励磁调节装置)的输出略高于 (一般可取5%～10%)自动通道的输出。有条件的电厂可采用并联运行后逐步转移负荷的方法进行。

6.4.6 交流励磁机不可控整流器励磁系统的副励磁机 (或向自动励磁调节器供电的变压器)发生故障时,可切换到备用励磁调节装置短时运行,其方法同6.4.5。

6.4.7 运行中的发电机,当励磁回路的绝缘电阻突然降低时,应以压缩空气吹净集电环 (滑环)和碳刷,以恢复绝缘电阻。当水内冷发电机由于水质不合格引起绝缘电阻下降时,应换用合格的水。如果绝缘电阻不能恢复,则应对发电机严密监视,尽快安排停机处理。

6.4.8 各种整流装置和励磁调节装置等的故障现象和处理方法,在现场规程中应做具体规定。

7 定、转子水直接冷却 (简称水内冷)发电机的运行

7.1 水冷系统

7.1.1 水内冷发电机的水冷系统应满足下列基本要求:

a.必须保证连续向发电机供给足够的内冷水量,每台发电机的水冷系统应设有两台水泵,其驱动电动机应分别接于两个厂用电母线段。如接在同一厂用电母线段时,则应有备用电源和事故备用水源,该两台水泵应能互为备用和自动切换。

b.正常情况下,应保证进入发电机的内冷水温度为40～50℃ (PN≥200 MW);20～45℃ (PN＜200MW)。200MW 及以上容量的发电机一般应装设水温自动调节装置。

水冷系统应装设适当数量的水冷器,并有一台作备用。水冷器的冷却水源可取自循环水或工业水。

c.必须保证进入导体的内冷水水质良好。在火力发电厂内可用凝结水或除盐水作为内冷水。发电机的内冷水系统宜采用各机独立闭式循环的运行方式,对大容量机组应投入除盐装置和充氮设备。

d.水冷器中发电机冷却水的压力应大于循环水或工业水的压力。在水冷器内发电机内冷水侧顶部应装设排放空气的阀门。

7.1.2 在发电机定子和转子内冷水的进水处及水冷器的出口处,均应装设过滤器。过滤器应有备用,以便在运行中能够切换冲洗。滤网应采用不锈钢板冲孔制成。

7.1.3 当冷却发电机的水系统发生故障,进水压力降低到一定值时,备用水源应能自动投入供水。

7.1.4 水内冷发电机的水系统一般应有下列测量监视装置:

a.电导率仪;

b.总进水压力表和温度表;

c.定子和转子绕组的进水压力表、流量表;

d.定子端部冷却元件进水压力表、流量表;

e.总进水、定子和转子绕组的出水、定子端部冷却元件进出水等温度计;

f.定子和转子绕组出水温度表;

g.内冷水泵出口压力表;

h.监视发电机漏水和积水的检漏计;

i.定子绕组、出水和铁心温度的巡回检测装置,该装置对各点的温度超限均应能报警;

j.监视发电机壳内汽侧和励侧湿度并能自动记录和报警的湿度监视装置 (湿度仪)。

7.1.5 水内冷发电机的水系统一般应有下列声光信号装置:

a.水的电导率高;

b.定子绕组进水温度高;

c.转子绕组进水温度高;

d.定子绕组出水温度高;

e.转子绕组出水温度高;

f.内冷水泵出口压力低;

g.备用水泵投入;

h.发电机断水;

i.内冷水箱水位低;

j.发电机漏水;

k.定子和转子流量低;

l.定子端部冷却元件流量低;

m.定子绕组进水压力低;

n.转子绕组进水压力低;

o.湿度高。

7.1.6 在双水内冷发电机的端盖和热风室内,应装设≤36V 的低压照明,以便于检查发电机内部的情况。

7.1.7 外部水系统管道应该便于冲洗和排除积水,在定子和转子绕组的进出水口、补给水入口和排污管的出口等处应设有取样阀门。为了便于检查水系统的运行情况,定子绕组和定子端部冷却元件的内冷水管、进出口法兰应加有机玻璃环连接,其两端应装好连接线。

外部水系统的管道、阀门、水泵、水冷却器、水箱、过滤器等均应有适当的防腐措施,宜采用不锈钢或铜材制品,但不准涂漆,以防漆脱落堵塞水回路。

7.1.8 在运行中应保证水内冷发电机的储水箱维持正常水位,自动水位调整器应投入使用,排污阀微开,维持水质合格。

7.2 水内冷发电机的运行参数

7.2.1 发电机在额定负荷及正常的冷却条件下运行时,各部件的允许最高温度应按照表5执行。

表5　水内冷发电机的温度限值

注 1.用埋置检温计法测得的温度并不表示定子绕组最热点的温度。
2.集电环 (滑环)的绝缘等级应与此温度限值相适应,温度只限于用膨胀式温度计测得。

7.2.2 当发电机进水温度超过50℃时,首先应将全部水冷却器投入并提高效率。如仍不能达到要求,而发电机的定、转子绕组出水温度以及定子绕组温度确未超过允许值时,可以不降低发电机的出力,否则应降低发电机的定子和转子电流,直到不超过规定的允许温度为止。

7.2.3 进入发电机的内冷水水质应符合如下要求:

a.水质透明纯净,无机械混杂物。

b.20℃时水的电导率:0.5～1.5μS/cm。

c.p H 值7.0～8.0。

d.硬度＜10 微克当量/升 (PN＜200MW);＜2微克当量/升 (PN≥200 MW)。

e.NH3:微量。

为保证进入发电机内的水质合格,水系统安装或大修结束后应进行冲洗、连续排污,直至水路系统内可能存在的污物和杂物除尽为止。水质合格后,方允许与发电机内的水路接通。制造厂有特殊规定者应遵守制造厂的规定。

7.3 水内冷发电机的起动、并列、加负荷和停机

7.3.1 发电机安装和检修后,在起动前应先起动内冷水泵,通水循环。除执行5.1.2的规定外,还应按如下项目进行检查:

a.从窥视窗检查定子线圈引水管和线圈绑扎的情况,应无引水管渗水、漏水、折瘪,绑线断裂、垫块松动、存在异物等异常情况;

b.核对定子、转子、铁心温度指示正常;

c.检查校验检漏计、湿度仪、巡回测温表计正常;

d.发电机内的冲洗情况正常,水质化验符合标准,水冷泵相互自起动和低水压自起动校验情况正常;

e.发电机断水跳闸及低水压、发电机断水、漏水信号等校验均正常。

7.3.2 在起动内冷水泵前,首先关闭定转子进水阀门,随后起动内冷水泵。在内冷水进入电机前,应先作一段时间的排污,然后开起定转子绕组和定子端部冷却元件内冷水进水阀门,控制定子水压在0.2～0.3MPa(制造厂另有规定者除外)并根据流量给予调整,转子水压约0.2MPa,定子端部冷却元件水压为0.2～0.3MPa。在未带负荷前水冷器的二次循环水暂不投入。为防止结露,应注意调整进风温度。

7.3.3 转子起动以后应注意调整转子进水压力和流量直至转速达3000r/min。这时转子的进水压力一般在0.1～0.3MPa,流量与制造厂规定值相近。在起动过程中转子进水压力随转速升高而逐渐降低,因此需要进行调整以保持正压 (一般在0.1MPa以上),不允许产生负压。

7.3.4 发电机并列后,即可按5.1.9的规定增加负荷。发电机未通水前,任何情况下都不得加励磁和带负荷。在并列和升负荷的过程中,应特别注意水压、水量和水温等的变化,并加强监视定子端部应无渗漏现象、端盖螺丝应无异常情况,绕组及引线接头应无过热、垫块无松动、发电机各部件温度应正常。

7.3.5 在停机过程中,转子的进水压力将随转速下降而上升 (在同一侧进、出水者除外),此时应及时调整其进口阀门,使水压不超过0.4～0.5MPa。在发电机完全停止转动后,才允许停用内冷水泵。

发电机累计运行两个月以上,遇有停机机会时,应对定、转子水回路进行反冲洗,以确保水回路的畅通。

7.3.6 冬季停机,应使发电机本体各部分的温度维持在5℃以上。如室温低于5℃时,短时停机应采用维持内冷水温度在5℃以上通水循环的方法防冻;长期停机,可在发电机与气体冷却器之间的风室内装设电热器 (注意防火),维持机体温度在5℃以上。

7.3.7 对停用时间较长的发电机,定转子绕组和定子端部冷却元件中的水应放净吹干,或通入水质合格的水长期循环。

7.3.8 定子绕组的内冷水温应高于发电机的进风温度 (冷风温度),以防止定子绕组结露。

7.4 水内冷发电机运行中的监视与维护

7.4.1 发电机本体和水冷系统检查、维护的项目如下:

a.定子和转子内冷水的流量、进出水温度、水质电导率以及进出水压力和进出风温度应符合正常值,并至少每2h抄录一次;

b.通过发电机窥视窗检查机内及风室内应无渗水、漏水、结露、流胶、异物、引水管无相互碰擦、弯瘪、绝缘磨损出现黄粉、绑线松动或断裂等现象以及无烟火、异味、端部压圈过热发红等异常情况;

c.转子进水支座的水封处应有水滴落下,无过热现象;

d.检查检漏计和自动测温装置的指示值应在正常范围内,否则应查明原因;

e.检查湿度监测装置的指示及变化趋势应正常,否则应分析原因并进行相应处理;

f.检查水冷系统的联锁及信号开关应在正常运行位置,内冷水泵低压力自起动整定值应正确。

7.4.2 运行中水冷器、内冷水泵 (包括管道)需投入或切换时,均应注意将水系统内可能进入的空气排净,以免发生断水故障。

7.4.3 运行中应定期进行的分析工作,包括下列各项:

a.定期测量定子测温元件的对地电位,以监视槽内线棒是否有松动和电腐蚀现象;

b.定期测量分析定子端部冷却元件进出水温差,以监视是否有结垢现象;

c.定期分析定、转子绕组温升;定子上、下层线圈间埋置检温计之间的温差,定子绝缘引水管出口端检温计之间的温差,以监视是否有腐蚀阻塞现象;

d.定期分析水冷器的端差,以监视水系统是否有结垢阻塞现象。

7.5 水冷系统的故障处理

7.5.1 运行中的水冷发电机,如果发现在同样的进水压力下流量突然减少时,应立即查明原因,设法消除。如可提高进水压力,增加流量,观察是否恢复正常,必要时适当减少负荷或停机处理。

7.5.2 水内冷发电机的内冷水出水温度高于额定值时,应立即检查发电机的进水温度、压力和流量。如果进水温度高,则应检查水冷却器的冷却水系统是否正常,并进行调整。如果一切正常,可在不超过最大允许工作压力的条件下,提高发电机的进水压力,增加内冷水流量,以降低发电机的出水温度。如果发电机出水温度仍高于额定值,则应降低发电机的负荷。

7.5.3 运行中发现机壳内、风室、空冷器等处有水时,应立即分析检查,并进行下列处理:

a.如果是由于轻微结露引起时,应升高发电机的进水和进风温度,使其高于机壳内的露点;

b.如果是由于空气冷却器漏水引起时,应将漏水的空气冷却器的进、出水阀门关闭 (注意进风温度);

c.在进行上述处理后,如果发现其他空气冷却器或热风室有水时,可能是发电机发生渗水或漏水,则可按表6进行处理。

7.5.4 300MW 及以下的水内冷发电机,允许断水的时间不得超过30s。当值班人员不能在规定的时间内恢复供水时,则应立即停机处理。

断水投跳闸的水内冷发电机,在断水跳闸后,应迅速查明原因,恢复供水,无其他异常情况时应尽快恢复并列运行。

7.5.5 当发电机的内冷水电导率突然增大时,应立即检查水冷器有无漏水,补充水的水质是否良好。如果水冷器漏水,则应停用漏水的水冷器,并进行检查和修理。如果补充水的水质不良,则应切换到水质良好的水源供水。

7.5.6 水内冷发电机在运行中发现定子端部绕组有流胶和过热现象时,应增加内冷水流量和降低进水和进风温度,并迅速降低定子电流,使流胶现象停止,必要时转移负荷停机处理。

表6　发电机内出现渗漏水时的处理

7.5.7 当定子绕组温度高报警或在测量中发现温度有不正常的升高时,应立即核对同一水路的线圈对应槽温度是否也有不正常的升高,若有时,则认为是导线内有阻塞现象,应立即提高进水压力,增加水流量,必要时应减负荷,使温度不超过监视值。同时对温度升高的线圈温度加强监视,直到故障消除或停机检查,并进行反冲洗。

现场规程中,应将定子线圈的槽号与测量元件的对应档数列出,以便供值班人员对照分析。

8 全氢冷和水氢冷发电机的运行

8.1 气系统

8.1.1 氢源必须有可靠保证。

a.制氢站的制氢能力,除应满足全厂机组每日正常消耗外,尚应按7日累积存氢量足够满足1台最大容量机组一次起动充氢所需。如在本厂附近能购得合格氢气且有可靠保证时,也可不建制氢站,但必须备有足量的瓶装氢气。

b.储氢罐的储氢能力应满足全厂机组10日正常消耗和1台最大容量机组一次起动充氢所需。

c.储氢罐应符合压力容器检验规定,其外表涂白色,罐上装压力表、安全阀、取样门,罐底装放水门。储氢罐和存入氢气、送出氢气的管路,应分别连接,后二者不得在罐外或罐内自行相互连接。

8.1.2 二氧化碳瓶装数量应按照置换1台最大机组所需3倍容积的气体来确定。

8.1.3 从储氢罐并联母管引至主厂房的供氢主管路采用双管制。该管路用无缝钢管焊接,敷设路径要便于检查;在室外通过的专用沟道上,盖板应齐全;在管路最低处应装放水门。供氢主管路 (双管)进入主厂房后,通过阀门与每台机组的供氢母管连接。

8.1.4 每台氢冷发电机在零米层均应设有气体控制站。该站由供氢母管、二氧化碳母管、与发电机连接的气管路及有关的阀门、仪表、信号装置等组成。

a.供氢母管除与来自储氢罐的供氢主管路连接外,还应装有可临时接通储氢瓶的阀门。从供氢母管引至发电机的供氢管路上应装设可拆卸的短管或可拆开的法兰。供氢母管上应装压力表、安全阀、取样门、手动补氢阀门、自动补氢装置以及可接通压缩空气气源的阀门、管段和空气干燥器。

b.二氧化碳母管上应有接通二氧化碳储气瓶的阀门、压力表、安全阀及取样门。

c.从发电机底部引出的排污管上应装设液位指示器,并能发出液位高、低的信号。

8.1.5 每台发电机应装设氢气循环干燥装置,安装地点应便于维护、检查。干燥装置的进、出管路分别与发电机内的高、低压风区相通。该管路应尽量减少弯曲,增加坡度,其管头伸入机内需高出机壳底部100mm 左右。进入干燥装置的管路上应装氢气取样门。

a.使用吸附式干燥装置时,应尽量采用有再生能力、双筒式的,否则应增装一台同型号干燥器,或作为备用或装在另一端同时投入运行,以便在更换失效的吸附剂时,保证有一台干燥装置不脱离运行。

b.使用冷凝式干燥装置时,应具有完整的制冷系统和自动控温装置。干燥器 (即蒸发器)应进行保温,并在底部装排水门。电源控制箱应采取密封措施。

8.1.6 氢气冷却器的冷却水由两台冷却水泵 (互为备用)供给,冷却水泵出口压力和流量应符合规定。在进水管路上应装设滤网。

在水温较低的地方,冷却水应装设再循环管路,以调整冷却水温。

氢气冷却器顶端应装排气门和排气管。

8.1.7 发电机内氢压应能在机旁和主控室进行监视,并应有氢压达高、低限的信号报警装置。

8.2 密封油系统

8.2.1 密封油系统应保证发电机转轴处漏氢量最少,并保持机内氢气质量合格和氢压稳定。同时,还应防止密封油进入机内。

8.2.2 密封油源必须可靠。密封油压和油质必须符合规定。供油管路上应装设冷油器和过滤器或净化装置,并在运行中应能替换清扫滤网。

8.2.3 在双流环式密封瓦的油系统中,空侧密封油源取自汽轮机主油箱,工作油源由专设的射油器供给,交流油泵、直流油泵分别为第一、第二备用油源。氢侧密封油则自成闭式循环系统,有专用的密封油箱及氢侧密封油交流油泵 (工作)和直流油泵 (备用)。

在双流环式密封瓦的油系统中,压差阀和平衡阀必须动作灵敏,跟踪性能良好。压差阀应保证空侧密封油压经常比机内氢压高出一恒定值 (0.03～0.08 MPa,按制造厂规定)。平衡阀应保证氢侧密封油压与空侧密封油压尽量相等,二者差值不应超过制造厂家规定值 (约980.665Pa)。

8.2.4 在单流环式密封瓦的油系统中应装设单独的真空净化装置。

在盘式密封瓦、带中间回油的环式密封瓦的油系统中,应装设简易的氢气分离器。

在双流环式密封瓦的油系统中,氢侧回油利用密封油箱分离出油中氢气,并使其返回机内;空侧回油则通过氢气分离器使分离出来的氢气排往大气。

8.2.5 密封油系统中冷油器的冷却水压力,在任何情况下都必须低于密封油压。

8.3 内冷水系统

8.3.1 内冷水系统应连续供给足够、合格的内冷水,满足水氢冷发电机冷却定子绕组的需要。

8.3.2 内冷水和补给水取用合格的除盐水或凝结水。内冷水箱顶部应有排气门,底部有排污门。该水箱还应装有水位计和水位高、低信号报警装置,既可自动补水,也可手动操作阀门补水。

顶部充氢或充氮的内冷水箱,应装设手动补氢(或氮)管路、阀门和氢 (或氮)压超限的信号报警装置。

8.3.3 内冷水一般应采用闭式循环方式。运行中从总水量中分流出大约5%～10%的水量,经过离子交换器处理后,再返回内冷水箱。离子交换器出水端应装电导率仪及电导率高的信号报警装置。

8.3.4 内冷水系统的基本要求,除上述内容外,应参照7.1的内容执行。

8.4 正常运行参数

8.4.1 氢冷系统正常运行时,应符合下列要求:

a.发电机内氢压应达额定值。

b.发电机内氢气纯度按容积计应在96%以上,气体混合物的含氧量不得超过1.2%。

c.发电机内氢气在运行氢压下的允许湿度的高限,应按发电机内的最低温度由表7查得;允许湿度的低限为露点温度-25℃。

表7　发电机在运行氢压下的氢气允许湿度高限值

注 发电机内最低温度可按如下规定确定:稳定运行中的发电机:以冷氢温度和内冷水入口水温中的较低者,作为发电机内的最低温度值。停运和开、停机过程中的发电机:以冷氢温度、内冷水入口水温、定子线棒温度和定子铁心温度中的最低者,作为发电机内的最低温度值。

如制造厂家规定的湿度标准高于本标准,则应按厂家标准执行。

d.氢气冷风温度,对间接冷却的发电机为30～40℃,对直接冷却的发电机为35～46℃。

8.4.2 氢气直接冷却的发电机不允许用空气冷却长时间带负荷运行。

氢气间接冷却的发电机是否允许在空气冷却方式下运行,按制造厂的规定执行。若可用空气冷却连续运行时,其功率以定、转子温升不超过表8的规定为限 (见8.4.8)。

8.4.3 密封油质应符合汽轮机润滑油质量标准,油中不得含有杂质。200MW 及以上容量机组的油中含水量不得大于100ppm。

8.4.4 密封瓦内压力油室的油压应比机内氢压高。该压差值应遵照制造厂的规定。

8.4.5 定子绕组内冷水的水质要求同7.2.3的规定。进水温度的要求同7.1.1的规定。

8.4.6 机内氢压应高于定子内冷水压。同时,定子内冷水进水温度应高于氢气冷风温度。

8.4.7 运行中定子绕组断水最长允许时间应符合制造厂规定。

8.4.8 国产氢气冷却发电机的温升、温度限值见表8、表9。水氢冷发电机冷却水的温度限值见7.2.1、表5。

表8　氢气间接冷却发电机的温升限值

表9　氢气直接冷却发电机的温度限值

注:1.用埋置检温计法测得的温度并不表示定子绕组最热点的温度。
2.转子绕组的温度限值是以转子全长上径向出风区的数目分级的。端部绕组出风在每端算一个风区,两个反方向的轴向冷却气体的共同出风口应作为两个出风区计算。
3.集电环 (滑环)的绝缘等级应与此温度限值相适应,温度只限于用膨胀式温度计测得。

8.5 大修后起动前的准备

8.5.1 密封油系统的运行准备:

a.密封油系统的各个设备、器件均已验收。所有管路、阀门均试验检查合格,组装完毕。

b.工作油泵与备用油泵之间的联动回路必须完好,低油压信号与低油压联动的整定值必须正确。

c.全套密封油回路应进行充分的油循环,彻底清除可能遗留的任何杂质,并借以检验油系统的工作状况是否正常。

8.5.2 气系统的运行准备。

a.气系统的所有管路、阀门均试验检查合格,组装完毕。气体控制站应完好可用。

b.经过空气干燥器通入压缩空气的管路和活接头已经装好。

c.氢油系统的测量仪表、保护装置均已校验完毕,安装就位。

d.自动补氢装置应动作灵敏,压力整定值校验合格。采用远方控制手动补氢方式时,应检验操作回路完好,电磁阀关闭严密,衔铁不卡涩。

e.大修竣工的氢冷和水氢冷发电机,因已完成整体气密性试验和充氢置换后的起动状态下的试验,可继续起动投运。因故停机曾进行消除漏氢缺陷工作的发电机,起动前尚需进行整体气密性试验,合格后再充氢置换。

进行整体气密性试验前,密封油系统先投入运行。试验时,先通过空气干燥器向机内充入干净的压缩空气,压力稍低于额定氢压。在此压力下检查和消除可能存在的漏点。然后将机内气压升至额定氢压,稳定时开始计时,每小时记录一次机内气压、气温、室温及大气压。试验持续24h (特殊情况下不少于12h)。最后按附录C 的计算式,求得静止状态下机内充压缩空气时的漏气量。合格标准列于表10。

表10　整体气密性试验每昼夜最大允许漏气量(0.1　MPa,20℃)

8.5.3 内冷水系统运行准备。

a.内冷水系统的各个设备、器件均已验收。所有管路、阀门均试验检查合格,组装完毕。

b.内冷水泵试运正常,两台泵相互间低水压联动试验良好,整定值正确,联动开关处于自动位置,断水保护延时跳闸及各种信号报警装置校验合格。

c.先对机外内冷水管路及水箱进行冲洗排污,然后对内冷水全系统通水循环。在运行水压下,检查水路各处结合面有无渗漏。水质经化验符合标准。

d.内冷水箱补水至正常水位 (按制造厂要求)。起动一台内冷水泵向发电机内送水。当机内未充氢时,进水压力不超过0.05MPa。内冷水系统如未装设进水温度自动调节装置,冷却器冷却水暂不投入。冬季为了保证内冷水水温不致过低,必要时应对内冷水加热。

8.5.4 气体置换。

8.5.4.1 发电机的充氢和排氢工作均应借助中间介质 (二氧化碳或氮气)来进行。不允许使用真空法置换。置换时气体系统的压力应保持在最低允许值。在置换过程中,应定期取出气体混合物试样进行分析,直到气体含量合格为止。

8.5.4.2 用二氧化碳作为中间介质时,二氧化碳气体的纯度按容积计不得低于98%,水分的含量按重量计不得大于0.1%。用氮气作为中间介质时,氮气的纯度按容积计不得低于97.5%,水分的含量按重量计不得大于0.1%,并不得含有带腐蚀性的杂质。

8.5.4.3 向机内充氢时,新鲜氢气的纯度按容积计不得低于99.5%,氧气和其他气体的含量按容积计不大于0.5%。新鲜氢气在常压下的湿度为露点温度不高于-25℃。

8.5.4.4 气体置换一般在转子静止状态下进行,也可在转子转动状态下进行,但不要在起动过程中进行。

8.5.4.5 氢冷发电机通过中间介质置换气体的步骤如下。

由空气置换为氢气时:

a.用二氧化碳气体或氮气充满气体系统,以驱出空气。

b.用氢气充满气体系统,以驱出二氧化碳气体或氮气。

由氢气置换为空气时:

a.用二氧化碳气体或氮气充满气体系统,以驱出氢气。

b.用空气充满气体系统,以驱出二氧化碳气体或氮气。

用二氧化碳气驱出氢气或空气时,二氧化碳气体必须从机壳下部的二氧化碳母管通入。

用氢气或空气驱出二氧化碳气时,氢气和空气必须从氢母管通入。

用氮气驱出氢气时,氮气必须从原二氧化碳母管通入,氢气从氢母管排出。

用空气驱出氮气时,空气必须从原二氧化碳母管通入,氮气从氢母管排出。

用氮气驱出空气时,氮气必须从原氢母管通入,空气从原二氧化碳母管排出。

用氢气驱出氮气时,氢气必须从原氢母管通入,氮气从原二氧化碳母管排出。

置换时:从气体系统中切断差压表、氢气气体分析器及其操作电源,并将自动补氢装置停用。各个阀门的操作顺序和相应的开闭状态,应在现场规程中明确规定。

8.5.4.6 在充二氧化碳气体过程中,必须同时从原供氢管 (此时已成为二氧化碳气排出管)和充气过程中气体不易流动的死区 (如氢气分离器的箱里)取样化验。如果其中二氧化碳气的含量在排出空气的操作中均大于85%,在排出氢气的操作中均大于95%,则从系统中排出空气或氢气的工作结束。

在充氮气过程中,必须同时从氮气排出管和死区取样。当氮气排出空气时,如混合气体中的含氧量小于2%;或用氮气排出氢气时,如混合气体中含氢量小于3%,则认为排气工作结束。

此后,应先打开各死区的放气门、放油门,吹扫死角,然后才可用氢气或空气充入气体系统。

8.5.4.7 在充氢气过程中,必须同时从氢气排出管 (即原二氧化碳母管)和气体不易流动的死区取样。如果其中氢气含量均大于96%,氧气含量均小于2%,即可认为充氢工作结束。

氢气充满系统后,仍应打开各死区的放气门、放油门,吹扫死角,然后投入氢气气体分析器、压差表、自动补氢装置及其他被切断的仪表,检查并消除系统中所发现的漏氢处,检查主轴承的出油室中和真空箱排气管中有无氢气及其含量的百分数。

8.5.4.8 在转子静止状态下置换时,排出原有空气所需的二氧化碳气体,至少为发电机气体容积的1.5倍 (在标准温度和压力下),所需氢气一般为发电机气体容积的2倍。在转动状态下置换时,所需的二氧化碳气和氢气,将接近发电机气体容积的3倍。

8.5.4.9 在排氢过程中用空气驱出二氧化碳气体或氮气时,如气体混合物中空气的含量达到90%时,则认为空气充满气体系统的工作结束。

8.5.5 起动注意事项。

起动时注意控制内冷水温大于氢温,氢压和内冷水压可适当降低。待发电机并网后,再投入氢冷器冷却水。以后随负荷和氢温的提高,逐渐开大氢冷器水门,提高氢压和内冷水压,及时投入水冷却器的冷却水。

8.6 运行中的监视和维护

8.6.1 除按5.2.1执行外,全氢冷和水氢冷发电机还应对表11所列各项指示值按时检查记录。

表11　应检查记录的各项指示值

8.6.2 定期检查、维护工作应包括表12 所列各项。

表12　定期检查、维护工作的项目

续表

8.6.3 补氢一般应通过自动补氢装置完成。自动补氢装置阀门前的氢压应比额定运行氢压高0.2MPa以上,以0.6～0.8MPa为宜,最高不超过1.0MPa或厂家规定值。

8.6.4 如无自动补氢装置或该装置因故未投,可采用手动方式就地操作阀门或远方控制电磁阀进行补氢。此时应注意监视不同位置装设的压力表指示值是否相同。

8.6.5 当机内氢气纯度低于96%时,应进行排污,同时把新鲜氢气补充到发电机内,使机内氢气纯度或湿度达到正常运行值。新鲜氢气的标准同8.5.4.3的要求。补氢前应从供氢母管上取样化验氢气湿度。

8.6.6 汽轮机轴封进汽自动调整装置应经常投入使用。每次起停机或运行中负荷增减变化时,都必须及时调整轴封进汽压力,防止水汽混入油中,通过密封瓦进入机内。净油装置要经常投入运行。

8.6.7 氢气循环干燥装置应经常投入使用。当机内氢气湿度大于露点温度0℃时,应立即检查干燥装置是否失效。同时,进行排污和补充新鲜氢气。

a.吸附式干燥装置失效时,应立即投入备用干燥装置,并使替换下的干燥装置处于备用状态。

b.使用冷凝式干燥装置时,应合理调整制冷系统的膨胀阀的开度,选定最佳工况和运行方式。

8.6.8 发电机排污管处的液位指示器应定期检查。不论有无液位显示,均应每日排放一次并做好记录。一旦发现大量油水积存,应及时放净并查明原因。

8.6.9 发电机实际漏氢量应每月定期测试一次。

a.测试时,发电机运行参数应等于或接近额定参数。测试前,氢压应先保持在额定值,氢气纯度、湿度在合格范围。然后在既不补氢也不排污的情况下进行测试,从测试起始直到测试结束整个过程中,每小时记录一次机内氢压 (应用标准压力表)、氢温 (冷热风多点平均值)、周围大气压和室温。测试持续时间一般应达到24h,特殊情况下不得少于12h。

b.漏氢量按下式计算:

式中:V——发电机的充氢容积 (m3);H——测试持续时间 (h);

P1、P2——测试起始、结束时机内氢压的表压力(MPa);

B1、B2——测试起始、结束时发电机周围环境的大气压力 (MPa);

t1、t2——测试起始、结束时机内平均氢温(℃)。

由上式计算出的实际漏氢量表示每昼夜漏泄到充氢容积外,并已换算到规定状态下的氢气体积。规定状态为氢气压力0.1MPa,温度20℃。

c.国产发电机整套系统在额定氢压、转速下每昼夜的最大漏氢量一般应不超过表13 所列值。

表13　发电机每昼夜最大允许漏氢量(规定状态)

d.如果制造厂给定的漏氢量的保证值所指状态与上述规定状态不符,则可将按上式测试计算的漏氢量,再按下式换算成制造厂给定状态下的漏氢量,然后再和制造厂保证值比较。发电机实际漏氢量应不超过制造厂在同一给定状态下的保证值。

设制造厂给定状态为:PC(MPa)、tC(℃)。则

e.如果制造厂的保证值是漏氢率 (%),则可按附录C 将实测漏氢量折算成漏氢率后再进行比较。

8.6.10 内冷水系统应经常保证水质合格,水温、流量符合制造厂规定。运行中发现水质不合格时,应及时从内冷水箱排污,同时补充合格的化学除盐水,直到水质达到7.2.3的要求,水箱补水至正常水位。

8.6.11 内冷水压应符合制造厂规定,并且高于其冷却器的冷却水压值。

8.6.12 未装进水温度自动调节装置时,内冷水温通过调整其冷却器入口水门 (出口门全开)进行控制。

8.6.13 密封油系统和汽机主油箱的排烟机应经常投入使用,抽走可能逸入油系统的氢气。

8.7 异常运行和处理

8.7.1 运行中发电机内氢压降至允许值的下限,虽经自动补氢装置一再动作,氢压也未能回升至允许值范围时,应停用自动补氢装置,改用手动方式继续补氢,同时应进行下列检查并采取相应措施:

a.检查氢压表管及其表计。如查明表管堵塞、接头漏泄或表计失灵,应立即更换。

b.检查密封油压。如油压偏低,应立即启动备用密封油泵,保持油泵运行状态及出口压力正常。

c.检查供氢母管压力。如氢压过低,应查明供氢主管路及其阀门有无缺陷,氢站供氢压力是否正常。

d.检查自动补氢装置本身有无缺陷。如一时不易修复,可暂时用手动补氢方法维持。

e.从排污门放出积存液体,并取样化验鉴别所含水分来源。

f.检测内冷水箱顶部排气门处有无含氢量或顶部充氢 (氮)压力有无变化。

g.用检漏仪或其他方法查找漏氢点,并设法消除。

采取上述措施后,如氢压仍不能恢复到额定值,应降低发电机负荷。低于额定氢压允许值时,发电机允许的负荷值按照制造厂家规定或专门的温升试验结果确定。

8.7.2 运行中发电机漏氢量增大,自动补氢装置频繁动作,虽改用手动补氢方式,也难于在低氢压下维持低负荷运行时,应采取下列措施:

a.检查密封油压是否过低,油流是否中断。经采取措施后,仍无法提高油压,不能维持最低氢压运行时,应停机处理。

b.当发现内冷水系统中出现氢气时,应尽快安排停机处理。

c.注意防止在集电环 (滑环)附近、机壳周围引起氢爆。

d.应查找漏氢部位,迅速消除或为停机处理提供依据。

e.随时根据氢压降低的幅度估算漏氢量。如漏氢量超过厂家允许值一倍以上,短时间内无法制止时,宜停机处理。

8.7.3 运行中当机内氢压超过额定氢压时,应立即打开排污门,停用自动补氢装置,将氢压恢复到额定值。然后查明氢压升高的原因,并加以消除。

8.7.4 运行中当机内氢纯度低于95%,或含氧量超过1.2%时,应立即进行排污,然后补充新鲜氢气,使氢气纯度恢复到正常值,并查找原因。排污时,应检查确定排污管出口附近无动火作业,以防发生氢爆。

8.7.5 运行中当机内氢气湿度超出允许值,用排污补氢方法处理无效时,应从下列几方面查找原因,加以消除:

a.复查供氢母管内氢气的湿度是否合格;

b.检查从排污管排放的液体中水分的含量,并鉴别水分的来源;

c.检查氢气冷却器有无漏水情况 (见8.7.6);

d.检查内冷水系统有无渗漏;

e.检查主油箱中有无存水,并取样化验油中含水量;

f.检查内冷水温若低于氢温,应立即提高内冷水温,并保持内冷水温高于氢温;

g.检查氢气干燥装置工作是否正常。

8.7.6 运行中若从排污门放出的液体中水占主要成分,而且从水质化验和其他异状判定是氢气冷却器漏水时,应先降低负荷,关小冷却水入口门,减少漏水量,再逐个查明漏水的冷却器,进行处理。

8.7.7 运行中若发现氢压降低和内冷水压升高的现象同时发生,应立即检查内冷水箱顶部是否出现氢气或箱内充气压力有无变化,同时降低负荷。一旦判定机内漏水,应立即停机处理。

8.7.8 运行中定子内冷水电导率突然增大时,应检查该系统的冷却器是否漏水,离子交换器是否失效。如属前者,应切换备用冷却器。如属后者,应将离子交换器加以隔离,进行处理。与此同时应一面排污,一面补充合格的除盐水,以降低电导率。

8.7.9 当封闭母线内含氢量超过1%时,应立即停机找漏。

8.7.10 当发电机组轴承油系统或主油箱内氢气体积含量超过1%时应停机找漏。

附录A水、气、油系统管道及封闭母线的着色规定

注 汽轮发电机标志流向的箭头,空气管用红色,其余用白色。

附录B集电环(滑环)电刷发生火花的原因和消除方法

附录C 漏氢量测试的计算方法

C1 漏氢量ΔVH与漏氢率δH

漏氢量:机内充氢气时,每昼夜漏泄到发电机充氢容积外的氢气量,经换算到规定状态 (Pg、Tg)时的体积 (单位为:m3/d)。

漏氢率:机内充氢气时,每昼夜漏泄到发电机充氢容积外的氢气量与机内原有总氢气量之比 (单位为:%)。

C2 漏气量ΔVA与漏气率δA

漏气量:机内充空气时,每昼夜漏泄到发电机充氢容积外的空气量,经换算到规定状态 (Pg、Tg)时的体积 (单位为:m3/d)。

漏气率:机内充空气时,每昼夜漏泄到机组充氢容积外的空气量与机内原有总空气量之比 (单位为:%)。

C3 规定状态为Pg=0.1MPa,Tg=273+20=293K。

C4 漏氢量、漏气量的实用计算式:

式中:ΔV——换算到规定状态时的漏氢量 (ΔVH)或漏气量 (ΔVA);

V——发电机的充氢容积 (m3);

H——测试持续时间 (h);

P1、P2——测试起始、结束时机内气体 (氢或空气)的表压力 (MPa);

B1、B2——测试起始、结束时发电机周围环境的大气绝对压力 (MPa);

t1、t2——测试起始、结束时机内气体 (氢或空气)的平均温度 (℃)。

C5 漏氢率、漏气率的实用计算式:

式中:δ——漏氢率 (δH)或漏气率 (δA);

其余符号含义及取值同C4。C6 漏氢量与漏气量的折合系数可取为ΔVH/ΔVa=3.8。

C7 漏氢量与漏氢率 (或漏气量与漏气率)的换算式