上海电气600MW发电机概述
上海电气600MW汽轮机组介绍 2015.6
上海电气电站集团660MW等级超临界汽轮机主要技术特点介绍胡锦欣——与创造者共创未来电站集团着眼于高起点的发展战略，将国际化运作和一体化管理呈现于电力市场，以诚信、便捷、卓越的服务建树于用户需求。
STW 1981-1995年引进美国西屋公司300/600MW 汽轮机许可技术1995年 STW 与美国西屋公司成立合资公司--上海汽轮机有限公司前身是上海汽轮厂（STW ）成立于1953年，为我国第一家电站汽轮机的生产厂家 1953年1981年 1995年引入现代汽轮机设计制造体系西门子-西屋超临界的10个汽轮机积木块及典型产品资料所有超临界技术产品向STC 技术转让技术吸收以及消化——超临界产品设计开发技术170个设计程序库29项世界先进水平的技术满足客户定制化需求2003年 2005年 全面引进西门子超超临界技术——共享设计开发平台与质量体系2006 外高桥电厂，2008玉环电厂——超超临界百万机组2009 望亭电厂——自主创新66万超超临界机组2014年 技术发展、创新，二次再热泰州项目开发，1240MW 高容量机组开发开发>35MPa/>700℃高超超临界机型五大产品领域 中小燃气轮机 所有产品满足湿冷或空冷、工业或采暖抽汽、凝汽或背压等特殊要求 H 级燃机——690系列 F 级燃机——680系列 E 级燃机——660系列 超超临界1200/660MW超临界660/350MW亚临界660/300MW 核电200～1450MW大型火电/核电重型燃气轮机 配F 级二拖一/一拖一配E 级二拖一/一拖一配H 级二拖一/一拖一透平服务改造 燃气轮机上海电气电站设备有限公司上海汽轮机厂有丰富的发电设备产品F 级燃机——6FA联合循环汽轮机 （配中国西门子燃机） 250MW 及以下火电分布式/小联合循环空/氦气透平/压气机生物质/太阳能/地热工业透平 工业驱动/舰船驱动上海电气为您提供—电站成套解决方案上海电气集团股份有限公司是中国装备制造业最大的企业集团之一，具有设备总成套、工程总承包和提供现代装备综合服务的优势。
上海600～660MW级发电机说明书(最终版)
上海改进600介绍(发电机)
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优化600MW汽轮发电机介绍
吴泾电厂 600MW 汽轮发电机安装运行情况
上海吴泾电厂第一台机组自 1997 年 6 月 1 日主厂房 浇混凝土至 2000 年 7 月 10 日完成 168 小时试运行 并正式移交生产，仅历时 37 个月。
到 2001 年 1 月 10 日完成 6 个月试生产。整个过程 做到电气受电、锅炉水压试验、汽机扣盖一次成功；
优化600MW汽轮发电机介绍
➢ 定子铁芯及端部结构为氢冷，采用径向多路 通风——风路对称，冷却效果好
➢ 定子绕组、连接线及出线瓷套管为水内冷， 端部绕组固定采用刚-柔结构
➢ 转子采用合金钢整体锻件，两端各装有 轴流式风扇
➢ 转子绕组为氢内冷，采用气隙取气斜流通 风方式
优化600MW汽轮发电机介绍 发电机总装图
优化600MW汽轮发电机介绍
额定转速
3000r/min
相数
3
接法
Y
效率
98.94% （无刷）
99.0% (静态)
短路比
0.54
瞬变电抗X′d （非饱和标幺值）
不大于0.35
超瞬变电抗X″d （非饱和标幺值）
0.20
发电机转子绝缘材料
F级
优化600MW汽轮发电机介绍
氢压0.4MPa时日漏氢量 氢压0.5MPa时日漏氢量 振动（双幅）：轴承座
定子绕组 水温升(K) 试验值 标准值 20 24.9 ≤35 25.1
转子温升(K)
试验值 40
45.7 47.6
标准值 ≤64*
铁心温升(K)
试验值 45
51.3 41.9
标准值 ≤74*
*冷氢温度 46(℃)
*：氢46℃
上海电气600MW发电机概述
上海电气600MW 发电机组1.600MW发电机结构图及设计规范发电机大部件：外购部件：发电机仪表及控制系统技术数据表：氢气系统技术数据表氢气系统技术数据表为±3%时，能连续输出额定功率，各部分温升符合国标和IEC相关标准要求。
按照土耳其APK359标准满足下表所列要求：励磁系统技术数据表：发电机组的年运行小时数不小于7800小时，具有年利用小时数有不小于6500小时的能力。
大修间隔不少于五年，小修间隔为每年一次。
机组负荷模式如下：负荷小时/年100%额定功率350075% 额定功率230050% 额定功率100040% 额定功率10004.2.6 氢气系统技术要求4.2.6.1 发电机氢冷系统（含置换介质系统）及氢气压力自动控制装置能满足发电机充氢、自动补氢、排氢及中间气体介质置换工作的要求，能自动监测和保持氢气的额定压力、规定纯度及冷氢温度等。
4.2.6.2发电机氢冷系统为闭式氢气循环系统，热氢通过发电机的氢气冷却器由冷却水冷却。
4.2.6.3 氢气进入发电机前和在运行中必须干燥，发电机应设置冷冻式氢气干燥器，设有氢气湿度在线检测仪。
干燥装置保证在额定氢压下机内氢气露点不大于-5℃同时又不低于-25℃。
干燥器氢气处理量不小于100Nm3/h。
当发电机内氢气露点超过要求时，应报警并采取措施。
发电机充、补氢气的露点≤-50℃。
4.2.6.4 发电机设置液位检测报警装置。
4.2.6.5 为了测量冷氢和热氢温度，氢气冷却器共埋置4个Pt100热电阻。
4.2.6.6 两侧氢气冷却器冷却水流量分别由两个阀门站分路控制，氢气冷却器进出水管路对称布置。
4.2.6.7 发电机氢冷系统及氢气控制装置的所有管道、阀门、有关的设备装置及其正反法兰附件均由供方供货，材质为1Cr18Ni9Ti，并使布置便于运行操作，监视和维护检修。
4.2.6.8 发电机氢气纯度设有防爆型传感器并设有就地指示外，还设置输出到远方指示及报警输出接点。
600MW发电机检修工艺
四、发电机解体、回装及检修质量标准
1.9. 拆端盖螺栓前，应先取出两端盖之间的分半螺栓（4－M74×3）， 拆此螺栓时，应用电加热棒加热后拆开，然后拆除中缝及大盖螺栓。 拆下的螺栓应妥善保管。 1.10. 拆除上端盖，密封瓦螺栓拆除后，用专用顶丝将端盖顶开后吊离 上端盖。 1.11. 抽发电机转子： 抽发电机转子主要注意事项 1）磁极中心线处于垂直位置 2）吊绳与转子接触处必须加保护垫 3）在抽转子过程中，注意防止损伤铁芯、线圈及引水管。 4）在抽转子过程中，注意转子轴向牵引方向必须始终成一条直线， 随时防止转子转动和跑偏。 1.11.1 拆除内护板，拆前做好标记并测量记录各部位有关间隙。，妥 善包管所拆的部件。 1.11.2 拆除汽侧转子风叶，拆风叶时不得碰伤或砸伤风叶。拆除的风 叶必须做好标记，以便回装。 1.11.3 拆除励侧气隙隔板，抽转子前测量并记录定转子间隙。
1.检修前组织检修人员对文件包和检修规程进行培训学 习。 2.大修进度统筹图的准备，检修各关键节点的确定。 3.发电机检修区域设置定置管理图，所拆部件按定置管 理图放置。 4.发电机专用工器具、常用工器具及实验仪器的准备。 5.备品备件的准备。 6.必要的技术图纸、文件、表格记录准备齐全。 7.编制发电机检修三措。 8.发电机检修区域设置围栏，工器具检查合格并进行登 记。。 9.检修现场要达到安全、健康、环保的要求。
冷却。由于水内冷效果比氢内冷更好，发电机采用了水 内冷的定子绕组、连接线、主引线和出线瓷套端子。转 子绕组的直线部分为气隙取气斜流通风，而端部为轴向 两路通风的氢内冷方式。
定转子各有多路并联风区，冷热风区相间，定 转子相互对应，在定子端部出槽口处在线圈端 部的可调节绑环上设置气隙挡风环，并在气隙 中设置冷热风区隔环以加强对转子的通风冷却。 由于气隙取气斜流通风为自通风方式，故发电 机内氢气可由对称地装在转子两端的单级轴流 式低压风扇在发电机内形成氢气流动的闭合回 路，因此这种通风形成具有风磨损耗较小，转 子绕组温度较均匀，最高温度及平均温升较低 的特点，具有提高发电机的效率和出力的潜力。 为了不使机座和转子过长，氢冷却器设置在定 子汽、励端的上部，横向装配在冷却器外罩内。
(完整版)上汽600MW超临界汽轮机DEH说明书
600MW超临界机组DEH系统说明书1汽轮机概述超临界600/660MW中间再热凝汽式汽轮机主要技术规范注意：上表中的数据为一般数据，仅供参考，具体以项目的热平衡图为准。
由于锅炉采用直流炉，再热器布置在炉膛较高温区，不允许干烧，必须保证最低冷却流量。
这就要求在锅炉启动时，必须打开高低压旁路，蒸汽通过高旁进入再热器，再经过低旁进入凝汽器。
而引进型汽轮机中压缸在冷态启动时不参与控制，仅全开全关，所以在汽轮机冷态启动时，要求高低旁路关闭，再热调节阀全开，主蒸汽进入汽轮机高压缸做功，经高排逆止门进入再热器，经再热后送入中低压缸，再进入凝汽器。
由于汽轮机在启动阶段流量较小，在3000 r/min 时只有3-5%的流量，远远不能满足锅炉再热器最低的冷却流量。
因此，在汽轮机启动时，再热调节阀必须参加控制，以便开启高低压旁路，以满足锅炉的要求。
所以600MW 超临界汽轮机一般要求采用高中压联合启动（即bypass on）的启动方式。
2高中压联合启动高中压缸联合启动，即由高压调节汽阀及再热调节阀分别控制高压缸及中压缸的蒸汽流量，从而控制机组的转速。
高中压联合启动的要点在于高压缸及中低压缸的流量分配。
启动过程如下：2.1 盘车（启动前的要求）2.1.1主蒸汽和再热蒸汽要有56℃以上的过热度。
2.1.2 高压内缸下半第一级金属温度和中压缸第一级持环下半金属温度，大于204 ℃时，汽轮机采用热态启动模式，小于204℃时，汽轮机采用冷态启动模式，启动参数见图“主汽门前启动蒸汽参数”，及“热态起启动的建议”中规定。
冷再热蒸汽压力最高不得超过0.828MPa(a)。
高中压转子金属温度大于204℃，则汽机的启动采用热态启动方式，主蒸汽汽温和热再热汽温至少有56℃的过热度，并且分别比高压缸蒸汽室金属温度、中压缸进口持环金属温度高56℃以上，主蒸汽压力为对应主蒸汽进口温度下的压力。
第一级蒸汽温度与高压转子金属温度之差应控制在 56℃之内，热再热汽温与中压缸第一级持环金属温差也应控制在这同样的水平范围。
600MW超临界机组介绍
东方600MW超临界汽轮机技术介绍我公司是上海生产的亚临界机组,现通过给大家介绍一下东方汽轮机厂生产的600MW超临界机组的情况,希望能对开扩大家的视野，能起到“他山之石”的作用。
东方汽轮机厂引进日立技术生产的超临界、一次中间再热、冲动式、单轴、三缸四排汽、双背压、纯凝汽式汽轮机，汽轮机型号：N600-24.2/566/566型，额定出力600MW，最大连续出力634.185MW，额定转速3000rpm。
机组采用复合变压运行方式，汽轮机具有八级非调整回热抽汽。
锅炉来的过热蒸汽经汽轮机两个主汽阀后进入四个共腔室的高压调节阀，通过高压导管进入高压缸做功，做过功的蒸汽经汽机高压缸排出后引入锅炉再热器，再热蒸汽经过两个中压联合汽阀（一个中压联合汽阀包括一个中压主汽门与一个中调门）后各分两路，共四路蒸汽经中压导管进入中压缸做功，中缸排汽经一根异径连通管引入两个低压缸，低缸排汽进入双背压凝汽器。
1.1.1 汽缸：1.1.1.1 高中压缸合缸，并采用双层缸结构。
高中压缸外缸为一个整体，按中分面分为上下两个半缸。
高压缸内缸与中压缸内缸前三级为一个整体，形成高压内缸。
中压缸后三级共用一个隔板套，两者都是从中分面分为上半缸和下半缸。
1.1.1.2 低压缸采用对称双分流结构，中部进汽，向两端分流；自中分面将汽缸分为上下两个半缸。
低压缸采用三层缸，第一层为安装通流部分组件的内缸。
第二层为隔热层。
第三层为外缸，用以引导排汽和支撑内缸各组件。
低压缸与凝汽器的连接采用不锈钢弹性膨胀节连接方式。
高中压缸的膨胀死点在＃2轴承座中间部位，低压A缸、低压B缸的膨胀死点分别位于各自的中心附近。
1.1.2 叶片：1.1.2.1 汽轮机为冲动式，高压缸共8级叶片，中压缸共6级叶片，低压缸共2×2×7级，机组结构级叶片共42级（热力级21级）。
1.1.2.2 高中压静叶型线采用高效的后加载层流叶型（AVN），动叶采用型损、攻角损失更小的高负荷叶型（HV）。
600MW发电机构造原理等讲义(一期及故障)
定子
机座内汽端的风路隔板与转子风扇、导风环、冷却器等构成 氢气循环和热交换通路。在机座的励端下部，装焊有把合出 线盒的底座，在机座的汽端上、下部,各装焊有装配氢气冷却 器的底座。位于机座下部的出线盒底座和冷却器底座同时又 作为定子运输时挂货钩的钩挂位置。 此外，在机座的上部开设有夹紧环调节人孔，下部开设有清 理孔及充排氢气、二氧化碳的管路接口及漏水探测器管路接 口。在机座的两侧开设有供测温元件引出端子板的安装孔， 而发电机的定子冷却水汇流管的进出法兰均设在机座的上部。 排污法兰设在机座下部。 定子机座两侧的底脚将支撑整个发电机的重量，它们具有足 够的强度和刚度。在靠近机座中心处两侧的底脚上开设有轴 向固定键槽，以装配机座与座板间的轴向固定键，机座两侧 共设有4个吊攀。
定子
2、 定子铁芯 定子铁芯(见图6)由涂有耐高温的磷酸铝无机绝缘的 高导磁、低损耗的0.45mm(0.018in)厚扇形硅钢冲片 叠装而成沿圆周分布10.5片冲片。定子槽数为42槽。 定子铁芯通过装焊在机座内夹紧环上的42根定位螺 杆与机座的隔振结构件相连接。铁芯的两端设有无 磁性铸钢齿压板。在齿压板的外侧设有硅钢冲片叠 装成的磁屏蔽，磁屏蔽内圆表面为阶梯形多齿表面， 以有效地分导定子端部的轴向漏磁通，防止主铁芯 过热。在磁屏蔽的外侧设有无磁性铸钢分块压板。 铁芯轴向紧固由定位螺杆及42根高强度无磁钢圆(直 径32mm)制成的绝缘穿心螺杆以及齿压板和分块压 板来实现。穿心螺杆的紧固，经液压拉伸器拉伸后 再紧定螺帽，使铁芯受压均匀，其轴向压力为 1.37×105Pa。
600MW汽轮发电机 结构原理简介
2008年7月10日
概述
我公司发电机为哈尔滨电机厂引进美国西屋技术的国产首台600MW汽轮 发电机，机组型号为QFSN-600-2型汽轮机直接拖动、隐极式、二极、 三相同步汽轮发电机。发电机冷却方式为水－氢－氢，采用无刷励磁系 统。 水氢氢冷却方式：定子线圈（包括定子引线）直接水冷、转子线圈直接 氢冷（轴向通风冷却），定子铁心氢冷。发电机采用密闭循环通风冷却， 机座内部的氢气由装于转子汽轮机端轴上的多级高压轴流式风扇驱动。 轴承为强迫润滑（由汽机润滑油系统供油）。 发电机配有氢油水控制系统，以提供和控制发电机冷却用氢气，密封油 和定子线圈冷却用水。 发电机型号表示意义： Q－汽轮机拖动 F－发电机 S－定子绕组水冷 N－转子绕组氢内冷 600－额定容量 2－两极
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上海电气600MW 发电机组1.600MW发电机结构图及设计规范发电机大部件：外购部件：发电机仪表及控制系统技术数据表：氢气系统技术数据表氢气系统技术数据表为±3%时，能连续输出额定功率，各部分温升符合国标和IEC相关标准要求。
按照土耳其APK359标准满足下表所列要求：励磁系统技术数据表：发电机组的年运行小时数不小于7800小时，具有年利用小时数有不小于6500小时的能力。
大修间隔不少于五年，小修间隔为每年一次。
机组负荷模式如下：负荷小时/年100%额定功率350075% 额定功率230050% 额定功率100040% 额定功率10004.2.6 氢气系统技术要求4.2.6.1 发电机氢冷系统（含置换介质系统）及氢气压力自动控制装置能满足发电机充氢、自动补氢、排氢及中间气体介质置换工作的要求，能自动监测和保持氢气的额定压力、规定纯度及冷氢温度等。
4.2.6.2发电机氢冷系统为闭式氢气循环系统，热氢通过发电机的氢气冷却器由冷却水冷却。
4.2.6.3 氢气进入发电机前和在运行中必须干燥，发电机应设置冷冻式氢气干燥器，设有氢气湿度在线检测仪。
干燥装置保证在额定氢压下机内氢气露点不大于-5℃同时又不低于-25℃。
干燥器氢气处理量不小于100Nm3/h。
当发电机内氢气露点超过要求时，应报警并采取措施。
发电机充、补氢气的露点≤-50℃。
4.2.6.4 发电机设置液位检测报警装置。
4.2.6.5 为了测量冷氢和热氢温度，氢气冷却器共埋置4个Pt100热电阻。
4.2.6.6 两侧氢气冷却器冷却水流量分别由两个阀门站分路控制，氢气冷却器进出水管路对称布置。
4.2.6.7 发电机氢冷系统及氢气控制装置的所有管道、阀门、有关的设备装置及其正反法兰附件均由供方供货，材质为1Cr18Ni9Ti，并使布置便于运行操作，监视和维护检修。
4.2.6.8 发电机氢气纯度设有防爆型传感器并设有就地指示外，还设置输出到远方指示及报警输出接点。
4.2.6.9 确保系统完整提供下列设备：氢气控制装置：包括两个减压阀、一个压力计和两个压力变送器，用于控制发电机内部氢气压力，氢和二氧化碳置换；（1）二氧化碳加热装置；（2）氢气干燥装置；（3）阀门、管接头等附件；（4）测量和控制仪表：1）氢气露点、温度在线监测仪和报警接点；2）氢气纯度分析仪（带远、近报警讯号）；3）压力指示器及报警信号接点；4）漏氢监测和报警装置；5）用于控制氢冷却器冷却水流量的氢气温度信号接点；6）局部放电监测仪；4.2.7 密封油系统4.2.7.1 密封油系统满足发电机在正常运行、起动、停机、盘车，充氢置换等工况下均能密封住机内气体的要求，并使压差稳定在规定范围内，且不应有密封油漏入发电机内。
4.2.7.2 密封油系统采用集装式，方便检修。
4.2.7.3 密封油系统配备性能良好的压差阀和平衡阀（进口）。
4.2.7.4 密封油中的含水量不大于50mg/L。
4.2.7.5 密封瓦结构采用双流环式。
4.2.7.6 密封油冷却器设计冷却水温35℃。
4.2.7.7 润滑油回油管上装设视流窗，以便观察回油。
4.2.7.8 油泵电动机采用防护型，电机(AC)防护等级IP54, 直流电机IP44。
4.2.7.9 密封油油源取自汽轮机润滑油，需方应考虑油质满足国标的要求。
4.2.7.10 设备：（1）双流环式油密封系统：-2台100％容量交流电动机带动的氢侧密封油泵；-1台100％容量交流电动机带动的空侧密封油泵，1台100％容量直流电动机带动的空侧备用密封油泵；-自动补排油调节阀；-发电机轴承油循环油箱；-油过滤器；-2台氢侧密封油冷却器和2台空侧密封油冷却器；-氢、油分离器；-冷却器的测温元件；-包括连接到发电机的全部管道、阀门（注：其中平衡阀和差压阀为进口）、过滤器、温度计、密封油压计（变送器）和就地仪表等。
（2）密封油系统排油烟装置（2×100%）4.2.8 定子冷却水系统技术要求4.2.8.1 定子冷却水系统供发电机定子绕组冷却，为闭式独立水系统，采用集装式结构，冷却器冷却水设计进水温度35℃。
4.2.8.2 定子外部水系统中的所有接触水的元器件及管道均采用不锈钢1Cr18Ni9Ti材料，密封垫圈采用聚四氟乙稀。
4.2.8.3 定子水系统中水泵、冷水器、滤水器各设2台，互为备用。
每台冷却器都按照机组最大负荷设计流量、最高水温，并按5%管子堵塞的情况来设计。
4.2.8.4 发电机内冷却水进水管应装压力表、差压开关和流量测量装置，为了确保断水保护动作信号的可靠性，设置3只水流量极低开关。
4.2.8.5 冷却器有温度自动控制装置。
4.2.8.6 水系统配有10%容量的离子交换器及其流量计、电导仪、压力表及温度计。
4.2.8.7 定子水箱按压力容器设计、制造。
水箱排空管上装有气敏元件测氢浓度报警。
4.2.8.8 水系统设置自动补水和水箱水位报警装置。
4.2.8.9 水系统设有加热装置，以保证定子进水温度不低于氢温，防止发电机内部结露。
4.2.8.10 提供完整的控制和报警装置并分别备有远程、就地的信号设备。
4.2.8.11 水系统的管道有定子线圈反冲洗和排水管及阀门，能方便地对定子线圈进行反冲洗。
反冲洗管道上加装打孔的不锈钢过滤网。
发电机线圈冷却水质透明纯净，无机械混杂物。
电导率（25℃）≤0.5~1.5μs/cm（定子线圈独立水系统）PH值7.0～9.0硬度＜2μmol/L 定子冷却水系统技术数据表电动机技术数据表运行规程内容:5.2.7 各种启动方式下升负荷控制速率及时间表1.3.1 发电机系统运行限额及温度不得超过下表限额2．维护检查与测试序维护测录项目周期号1 转子轴振及轴承座振动每班一次2 定子槽内层间温度、温差和水支路出水口温度及温差每小时一次3 轴瓦钨金温度每班一次4 轴承回油温度每班一次5 氢气侧及空气侧密封进油压力每班一次6 氢气侧及空气侧密封进油温度每班一次7 机内氢气压力每班一次8 机座内氢气纯度每班一次9 机座内氢气湿度及补充的氢气湿度每班一次10 漏氢率每天测算一次11 冷氢温度每班一次12 定子绕组内冷水电导率每班一次13 定子绕组内冷水流量每班一次14 定子绕组内冷水进出水压力每班一次日常周期性维护第六节发电机运行中的监视、检查和维护8.6.1 发电机正常运行方式8.6.1.1 发电机按照制造厂铭牌规定参数运行的方式，称为额定运行方式；发电机可在这种方式下长期连续运行。
8.6.1.2 发电机在下列情况下输出额定出力：（1）冷氢温度不大于46℃。
（2）氢冷却器冷却水进水温度不大于35℃。
（3）定子绕组定冷水进水温度不大于50℃。
（4）氢压不低于额定值，氢气纯度不低于95％。
8.6.1.3 发电机在上述情况下，在出力曲线范围内能在功率因数0.95下带额定负荷长期连续运行。
8.6.1.4 发电机在额定功率因数下，电压变化范围为±5％，频率变化范围为50±0.5Hz时，能连续输出额定功率。
8.6.2 发电机各部分温度监视及运行规定8.6.2.1 发电机氢气进风温度一般运行在40～48℃之间，其温度应低于发电机对应的进水温度，各组氢气冷却器出风处冷氢温差要控制在2K之内。
氢气冷却器的进风温度（即发电机出风温度或热氢温度）在正常运行时应维持在45～80℃之间。
8.6.2.2 正常运行时，发电机定子冷却水进水温度一般维持在45～50℃之间。
8.6.2.3发电机运行于额定氢压下，当1/4氢气冷却器退出运行时，发电机负荷应降至80％额定负荷及以下继续运行，此时，冷氢温度最高允许值为48℃。
8.6.2.4 正常运行时，定子线圈各线棒出水温度及冷却水总出水管出水温度均不得大于80℃8.6.2.5，正常运行时，氢冷却器进水温度不得超过35℃8.6.2.6正常运行时，发电机定子线圈温度不得超过90℃，8.6.2.7 发电机定子线圈槽内任何两个上下层线棒出水温差达12K，或任何线棒层间测温元件温差达14K，或任何一个出水测温元件温度达到90℃，不允许发电机继续高温运行。
应立即降负荷使温差或温度低于限值以便核实读数的真伪，如确认属绕组内部问题，应立即解列发电机并查明原因。
8.6.2.8发电机定子铁芯及磁屏蔽处温度不得大于120℃。
8.6.2.9 发电机转子绕组温度不得大于110℃（电阻法）。
8.6.2.10 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，按下式计算：T2＝[（234.5＋T1）×R2]/R1-234.5。
式中，T2－转子绕组热态温度，℃；T1－转子绕组冷态温度，℃；R1－转子绕组冷态直流电阻，Ω；R2－转子绕组热态直流电阻，Ω。
8.6.3 发电机过负荷能力及运行规定8.6.3.1 发电机定子具有一定的短时过负荷能力。
从额定工况下的稳定温度起始，能承受1.3倍额定定子电流下运行至少一分钟。
允许的电枢电流和持续时间（直到120秒）如下：8.6.3.2 在额定工况稳定温度下，发电机励磁绕组能在励磁电压为125%额定值下运行至少一分钟，允许的励磁电压与持续时间（直到120秒）如下：8.6.4 发电机正常运行时，定子三相电流应平衡，各相电流之差不得超过额定值的10％，同时最大一相电流不得大于额定电流。
本型发电机的性能允许长时间运行的稳态负序能力为2I（标么值）≤10％，即长期稳定运行其负序电流不得大于额定值的10％，而发电机允许短时间运行的暂态负序能力为22I t≤10s。
8.6.5 发电机定子电压变化时的运行规定8.6.5.1 发电机定子电压允许在额定值的±5％范围内变动，当功率因数、周波为额定时，发电机允许在额定容量运行。
即当发电机定子电压高于或低于额定值的5％时，其定子电流允许在±5％范围内变化，但应当监视发电机各部位温度均未超限。
8.6.5.2 当发电机的电压下降到额定值的95％以下时，定子电流长期允许的数值，仍不得超过额定值的105％，即当定子电压＜19kV时，其定子电流不应超过20207A。
8.6.5.3 发电机最高运行电压不得大于额定值的110％(22kV），最低运行电压不得小于额定值的90％（18kV），并应满足厂用母线电压的要求。
8.6.5.4 发电机连续运行时，电压/频率（标幺值）比值不得大于1.05。
8.6.6 发电机进相运行规定可根据发电机各项参数及系统调度令来确定是否可以进相运行8.6.7 励磁系统运行方式8.6.7.1 励磁系统组成：本系统主要由机端励磁变压器、可控硅整流装置、自动电压调节器（AVR）、灭磁和过电压保护装置、起励装置、必要的监测、保护、报警辅助装置等组成。
8.6.7.2 发电机励磁电流的供给方式：励磁变压器从发电机机端取得交流电源，经变压后送至可控硅整流装置，后者在AVR的调节下，将整流后的直流电源经集电环和碳刷供给发电机转子绕组。