1.1 发电机的正常启动并列、解列停机及运行方式的改变等，应按值长的命令由有操作权的值班人员进行。在事故情况下，值班人员有权按本规程规定进行操作，但事后必须立即报告值长。
1.2 新安装和大小修后的发电机，值班人员应参加分段验收，并做好记录。
1.3 新安装和大小修后的发电机验收时，值班人员还必须向安装、检修、试验人员索取厂家规定的试验记录，并验证符合规定，机组可以投入运行，同时做好记录。
1.4 值班人员班中应对发电机本体及附属设备应进行全面检查，发现异常情况，及时汇报。 1.5 值班人员应经常对发电机运行情况进行分析，做好运行记录和事故预想。 2 设备规范
2.1 发电机设备规范(见表1) 表1 发电机设备规范 型号 QF-30-2 定子绕组直流电阻（75℃）R1（75） 0.0055Ω 允许值 2% 额定容量 37.5MVA 转子绕组直流电阻（75℃）R2（75） 0.415Ω 允许值 5% 额定有功 30MW 定子铜耗（75℃）QCu19750 69.52KW 最大连续输出功率 MW 转子铜耗（75℃）QCu29750 79.61KW 额 定 电 压 10500V 励磁损耗 额定定子电流 2062A 定子铁损QFe 102.48KW 功率因数 0.8 (滞后) 机械损耗QR 279. 1KW 额定励磁电压UfN 193.5V 杂损耗Qd0 55.31KW 额定励磁电流IfN 391.6A 总损耗∑Q 696.36KW 空载励磁电流If0 138.86A 定子铁芯温升 36.9K 允许值 80 空载励磁电压UF0 48.5V 定子绕组温升 62.2K 允许值 80 三相稳态短路电流为额定电流时的励磁电流IfK 276.6A 转子绕组温升 76.4K 允许值 90 定子绕组总漏抗（标么值）Xe 11.23% 电话谐波因数THF 标准 ≤1.5% 直轴同步电抗（标么值）Xd 223.33% 相数 3 直轴瞬态电抗（标么值）X‘d 22.86% 转速 3000 rpm 直轴超瞬态电抗（标么值）X“”d 13.37% 极数 2 负序电抗（标么值）X2 16.75% 频率 50 Hz 零序电抗（标么值）X0 8.913% 效率 97.73%（设计值） 直轴瞬态开路时间常数Td0 12.73S 定子接线 Y 直轴瞬态短路时间常数T‘’d3 1.303S 定子出线数 6 直轴瞬态开路时间常数T“”d3 0.1629S 定子绝缘等级 F级 定子绕组耐压试验 22000V 标准 2uN+1000 转子绝缘等级 F级 转子绕组耐压试验 1936V 标准 10UfN 制造厂 武汉汽轮发电机厂 线电压波形正弦性畸变率Ku 标准 ≤5%
2.2 励磁变设备规范(见表2) 表2 励磁变设备规范 型号 ZSC-250/10.5 额定电流 13.75/412.4A 相数 3 联结组别 YD11 额定容量 250kVA 额定频率 50Hz 电压 10500/350V 制造商 苏州金山门变压器有限公司 绝缘等级 F 冷却方式 AN
阻抗电压 UK=5.6% 温升限制 100K 使用条件 户内 制造商 苏州金山门变压器有限公司 2.3 励磁调节器设备规范（见表3） 表3 励磁调节器设备规范
3 发电机运行规定
3.1 发电机各部允许温度（见表6）
表6 发电机各部允许温度 发电机部件名称 冷却空气温度为+40℃时 的允许温限值 温度测量方法 定子绕组温升限值不得超过 80K 埋置电阻元件测量 转子绕组温升限值不得超过 90K 电阻法 定子铁芯温升限值不得超过 80K 埋置电阻元件测量 轴承回油温度不得超过 65℃ 温度计法 轴瓦的温度不得超过 80℃
注：1、最高温升=最高温度—冷却空气温度；
2、#1、2机静子线圈测温点为1—6点，静子铁芯测温点为7—12点，电气人员每小时记录一次最高点。
3、t=（U—5）k－235 ÷I
注:t—转子温度，k—转子温度系数，#1机k=，#2机k= U—转子电压（V）I—转子电流。
在发电机大修后，若转子线圈电阻有变化时，应对以上公式中K进行修正。 3.1.1 发电机转子温度按下式记算： T2=(235+T1)R2/R1-235
T2—转子绕组的热态温度 ℃ T1—转子绕组的冷态温度 ℃（#1机18℃、#2机28℃） R1—相应于T1时的冷态直流电阻 Ω（#1机0.0055Ω） R2—相应于T2时的热态直流电阻 Ω
注：绕组的电阻应用0.2级的电压表和电流表来测量。 3.2 发电机冷却系统的有关规定 3.2.1 冷却方式
发电机冷却方式为直接空冷，即定子线圈及引线、转子绕组、定、转子铁芯及构件采用空气表面直接冷却，发电机采用二进三出封闭循环径向通风系统，热空气由空气冷却器冷却后由安装在转子两端的风扇吸入，出风再有空气冷却器冷却，然后再通入发电机内进行循环，定子铁心沿轴向长度共分五个风区，二个进风区，三个出风区，冷却空气额定入口温度为40℃。 3.2.2 发电机空气冷却系统的规定 发电机额定进口风温为40℃，运行中最好不低于20℃，以防电机结露。最高不得超过55℃，两端进口风温差不得超过3℃，进出口风温差不得超过25—30℃，主要与以往同条件下（同负荷、同进口风温）相比较，不应过大，否则说明冷却系统或发电机内部有问题，应查明消除。
3.2.3 发电机进口风温较额定值增减时，允许静子电流相应的变化，具体数据如下：
注：（1）入口风温超过40℃时，应减负荷。 （2）入口风温超过55℃时，不允许运行。
（3）入口风温低于30℃时，静子电流不允许增加。 3.3 发电机绝缘电阻值规定
3.3.1 发电机停机解备后应测量绝缘电阻，停机时间超过7天或一次回路进行过检修工作，启动前应测量发电机绝缘电阻；发电机检修后,开机前，停机后必须测发电机静子线圈及全部励磁回路的绝缘,若停机时间不超过4小时，且无进行检修时，无特殊情况，可以不测量。；。 3.3.2 测量定子绕组绝缘电阻时，确认发电机主油开关、母线侧隔离开关及PT刀闸均在断开位置，PT两侧保险已取下时，可测发电机静子线圈和全部励磁回路及PT绝缘。 3.3.3 发电机定子绕组绝缘电阻应采用2500V摇表测量。 3.3.4 发电机定子绝缘电阻值不得低于1MΩ/kV，不小于前次测定值的1/3～1/5，否则应查明原因。
3.3.5 定子绝缘电阻吸收比，R60”/R15”之值应大于1.3，否则应对其进行干燥处理。 3.3.6 发电机转子绝缘电阻用500V摇表测定，当温度在10～30℃范围内，其值应不低于0.5MΩ。
3.3.8 励磁柜直流回路绝缘电阻用1000V摇表测定，励磁二次回路绝缘电阻用500V摇表测量，其值不低于1MΩ。各油管轴瓦的绝缘电阻及轴承座用1000V摇表测定,其值不低于1MΩ。
3.3.9 励磁变绝缘电阻用2500V摇表测量，一般情况下高压侧对低压侧及地不低于100MΩ，低压侧对地不低于100MΩ，最低不低于1MΩ/kV，变压器受潮发生凝露现象则不论其绝缘如何，在对其进行耐压试验或投入运行前，必须进行干燥处理。 3.4 发电机电压和频率的变化范围
3.4.1 发电机定子电压高于额定电压的1.1倍时，应降低发电机无功负荷，调整电压至允许范围内。
3.4.2 发电机在额定功率因数下，电压偏离额定值±5%范围，频率偏离额定值±2%，可以连续以额定功率运行。如果电压升高同时频率降低可导致发电机和变压器过磁通量并导致转子绕组过热；电压降低同时频率升高工况可导致发电机旋转部件的机械应力增大；因此在运行中应限制这两种工况运行。
3.5 发电机在不同功率因数下的运行规定
发电机的功率因数额定值为0.8，功率因数在0.8（滞后）一0.95（超前）之间变化时，发电机可以额定功率连续运行，在更低的滞后功率因数运行时，应注意转子电流不超过额定值。在更低的超前功率因数下运行时，发电机受静态稳定和定子端部发热的限制，因此要降低功率运行。
3.6 发电机接带负荷的规定
3.6.1 发电机并网后，有功负荷的增加速度决定于汽轮机，但不得超过每分钟3—5％额定负荷。
3.6.2 发电机无功负荷的增长及变化速度不应超过每分钟3—5％额定负荷。
3.6.3 当发电机有功负荷与无功负荷同时增长时， 无功负荷的增长及变化速度不应高于有功负荷的变化速度。
3.6.4 发电机有功功率增至10MW时，厂用电可由备用电源切至工作电源运行。 3.6.5 加负荷时，必须监视发电机铁芯和线圈温度以及电刷和励磁装置的工作情况。 3.7 发电机短时过负荷规定
3.7.1 发电机在系统故障状态下，为了避免破坏电网系统的静态稳定，允许其短时过负荷运行，但此时、定子电压均应为额定值, 过负荷运行中应严密监视定、转子线圈温度不得超过允许值。
3.7.2 定子绕组能承受表9规定的短时过电流运行，不产生有害变形及接头开焊等情况。这种运行工况，每年不超过2次，时间间隔不少于30min。 3.8 发电机负序过负荷规定
3.8.1 发电机运行负荷不平衡时，如果持续负序电流不超过额定电流的10%，且每相电流不得大于额定值（IN），其负序电流（I2）与额定电流之比（I2 ／IN）≤0.1时，允许发电机在此状态下长期运行。 3.8.2 在极短时间内，发电机能承受事故不平衡负荷，为了防止负序电流产生的损耗引起转子磁极表面和护环局部过热和烧损，必须严格控制事故不平衡负荷及其时间。即（I2 ／IN）2×t≤15。
3.9 发电机轴承振动规定
3.9.1 发电机各轴承座振动双幅值不超过25μm时，允许发电机长期运行。 3.9.2 发电机各轴承座振动双幅值超过25μm时，且经过技术论证无法使其低于规定值时，允许发电机在轴承座振动双幅值不超过63μm的情况下长期运行。但必须采取措施在30天内使其降至允许值以下。
3.9.3 在机组稳定运行过程中，如果某个轴承轴承座振动双幅值在原有稳定状态下，突然增大20μm时，应迅速停机处理。
轴承座振动限值（单位：μm峰-峰值） 范围 转速(r∕min) 1500 1800 3000 3600 A 50 42 25 21 B 128 107 64 53 C 324 270 162 135
注：1、范围A：振动数值在此范围的设备可以认为是良好的，并可以不加限制的运行。 2、范围B：振动数值在此范围内的设备可以接受长期运行。
3、范围C：振动数值落入此范围内，开始报警，提请注意安排维修。 4、振动数值超出范围C时，应当立即停机。 3.10 发电机进相运行规定
3.10.1 发电机进相运行必须经调度下令,且进相深度应严格按照电力试验所核准的允许深度。
3.10.2 发电机在任何有功负荷状态下进相运行，功率因数都不能低于0.95（进相）。
3.10.3 在发电机进相运行期间，10kV厂用母线电压不能低于9.5kV，否则停止继续降低无功负荷。
3.10.4 在发电机进相运行期间，发电机定子电压、定子电流不能超过运行限额，否则停止继续降低无功负荷。
3.10.5 在发电机进相运行期间，应注意监视发电机各部分温度、温升不能超过运行限额，否则立即停止进相运行。
3.10.6 当机组运行不稳定时，应立即将发电机拉回至迟相运行状态，并汇报值长。 3.11 发电机运行中的监视、检查与维护
3.11.1 发电机检查项目：
3.11.1.1 发电机声音正常，无强烈振动。自动励磁装置运行正常。
3.11.1.2 发电机各部温度正常，无局部过热现象，各部温升在允许范围内。 3.11.1.3 本体各结合缝处应严密，各部螺丝紧固无漏风、漏油现象。
3.11.1.4 发电机系统的电流、电压互感器无异常声音及放电现象，电流互感器无开路、电压互感器无短路现象。
3.11.1.5 发电机冷却系统运行正常，各部分温度在允许范围内。
3.11.1.6 检查封闭母线无局部放电及过热现象，外壳温度不超过50℃。 3.11.1.7 查发电机各部位消防器材的布置符合消防要求，各处照明充足。 3.11.2 滑环检查项目：
3.11.2.1 滑环表面光洁，无变色、过热及电蚀现象，其温度应不大于120℃。
3.11.2.2 滑环与碳刷接触良好，碳刷不过热，无冒火、卡住、跳动、破碎过短等现象。 3.11.2.3 碳刷在刷握内无晃动或卡涩情况，弹簧压力正常。
3.11.2.4 刷握与刷架良好，刷辫无过热变色现象，且与碳刷、刷握连接良好。 3.11.2.5 查刷握、刷架各部清洁，无油污、积粉现象。 3.11.3 励磁系统检查项目:
3.11.3.1 检查励磁变各接线头牢固无过热、线圈无变形、变色现象，励磁变内部无积灰。 3.11.3.2 励磁变基础应牢固地基无下沉、滚轮有可靠制动装置。
3.11.3.3 励磁变的冷却装置良好、风机运行正常, 温控器温度指示正常。 3.11.3.4 励磁变的声音正常、无增大或异音。
3.11.3.5 励磁间门锁完好、屋顶有无漏水和有无漏汽情况。
3.11.3.6 微机励磁屏、功率整流屏、灭磁屏各表计及灯光信号正常，屏内各设备运行正常，无杂音、发热情况，无告警信号，各整流柜电流均衡。
3.11.3.7 功率柜内冷却风扇运行正常，柜内通风良好，电机方向正确，励磁间环境温度不高于25℃。
3.11.4 正常运行中的维护:
3.11.4.1 运行中的滑环和碳刷应定期检查和维护，运行中的滑环上的工作由检修人员或有经验的运行人进行，工作中应遵守安全规程的有关规定。 4 发变组启、停及维护
4.1 发电机投运前的检查及有关规定
4.1.1 查发变组、励磁系统的检修工作已全部结束，工作票收回，安全措施已全部拆除，常设遮拦及标示牌均已恢复，并有维护人员可以投运的书面交待。
4.1.2 检查发变组、电流互感器、电压互感器、封闭母线、励磁系统及避雷器各部清洁，无杂物、无积水现象。
4.1.3 检查发变组一、二次回路接线牢固正确，无松动、脱落现象。 4.1.4 检查发电机外壳，封闭母线外壳，发电机出口电压互感器柜，励磁变外罩，主变外壳，电抗器，发电机出口避雷器柜，接地线牢固，无断线、松动现象，各绝缘点无破损，清洁干燥。
4.1.5 检查发电机励磁碳刷、大轴接地碳刷接触良好，无破损、松动、卡涩现象。 4.1.6 检查主变、绝缘套管油位正常，无渗漏油现象。
4.1.7 检查发变组系统无报警信号，发电机各部温度与所处状态相对应。 4.1.8 检查发变组出口开关SF6压力正常，开关弹簧储能正常。 4.1.9 发电机灭火器材充足。 4.2 滑环、碳刷投运前的检查