发电机运行维护及事故跳闸的处理.doc

发电机运行维护及事故跳闸的处理一、发电机运行维护：1.1 发电机主要技术性能1、 发电机在下列情况下能输出额定出力：具有调峰能力，当电网需要时，发电机允许调峰运行和两班制运行。在寿命期间允许启停不少于一万次。2、 发电机的定子和转子绕组允许短时过负荷。(1) 冷却氢气进口温度不大于46(2) 氢冷却器冷却水进水温度不大于35。(3) 定子绕组内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%。3、 发电机在上述情况下，在所提供的出力曲线范围内能在超前0.95功率因素下带额定MVA长期运行。4、 发电机在额定功率因数、电压变化范围为额定值5%、频率变化范围为2%时能按照IEC国际标准上的图形，连续输出额定功率。5、 定子冷却水短时断水运行的持续时间小于30秒。6、 发电机机座的汽、励两端各有一组氢气冷却器，每组在水路上独立地分成两个并联水支路，当停运一个水支路时，发电机能承担80%额定功率连续运行。7、 发电机的定子和转子绕组允许短时过负荷。1.2 安全运行条件1、 发电机必须在期频率、电压、相序与电网完全同步后才能并入电网。2、 新按装发电机组轴系在轴径上的双幅振动值应不大于0.076毫米,在轴承座上的双幅振动值就不大于0.025毫米,运行中轴振大于0.025毫米时,机组应自动停机解列。3、 发电机内氢气含湿量折算到大气压的露点（就是氢气处于饱和状态下，当气温下降，出现氢气液珠的温度值）应-5且不低于-25,以防止发电机绝缘性能下降发生短路和避免护环应力腐蚀而产生裂纹的机内环境。4、 当发电机 处于空气状态上,必须把供氢管道中一支可拆卸式氢气管路拆掉,确保护机组的安全。5、 在氢气置换过程中必须确认气体的取样分析部位正确无误:在用CO2置换H2或空气时,必须在机座顶部取样;在用H2或空气置换CO2时,一定要在机座底部取样。6、 运行中发生密封瓦烧毁或密封断油事故,氢气将会从密封支座与轴颈之间喷出.此时,必须立即停机解列低速盘车,排氢降压,在低氢压时再用CO2置换氢气,一般情况下由于高压氢气急速扩容,大量吸热,氢气喷出不至于发生火灾,但在现场要杜绝一切火花以免引爆.如果发生火灾,立即用也只能用CO2气体灭火。1.3 漏氢量总装后机内的气体容量约为110立方米.当发电机在额定氢压0.4MPa下运行,保证漏氢量每天不大于11.3立方米(常压下的体积),发电机内定子绕组水支路的容积约为0.36立方米,在额定氢压下做空气气密试验时气体泄漏量每天不超过绕组水支路容积的4%。1.4 发电机运行控制主要参数及限额参数期望值最小-最大值报警值跳闸值氢压高于水压(MPa)0.035润滑油系统进油温度()382749出油温度()65607177油压(兆帕)0.100.080.120.0480.0620.0340.048轴瓦钨金温度()70657799107密封油系统空侧及氢侧进油温度()45404940，49备注:两侧相差在2.2K之内(振动大时控制在1.1K)氢油压差(MPa)0.0830.0550.0970.035氢气系统冷氢温度()46404840，50注：各冷却器出口氢温的温差不超过2K热氢温度()随负荷而变化4580氢压(可随负载减小而调低)(MPa)0.400.300.540.38，0.44氢纯度(%)9590/9985/90及100用于氢侧油泵停运时额定氢压下氢气湿度(g/m3)2410氢消耗或漏量(m3 /日)11.3氢冷却器的冷却水温度()35最大36，另有协议者38流量(m3/时)740900工作压力(MPa)最大0.8（为现场验收或维修的试验最大值）定子线圈的冷却水及线棒温度进水温度()大于冷氢温度455042，53总水管出水温度()8085总水管出水对进水的温升(K)约2031线棒出水温度()85线棒层间温度()90线棒最大温差(K)(同一类水路中的出水或层间测温元件)58108(出水)10(层间)12(出水)14(层间)推荐降负荷并安排停机检查水流量(m3/h)(差压报警开关)105额定流量为80%时的压降值额定流量为70%时的压降值延时30秒定子绕组两端的计算水压降(MPa)(0.150.20)定子水电导率(s/cm)2离子交换器出水电导率(s/cm)0.3PH值7-9CU(g/cm)40YD(mol/l)0总进出水管差压(MPa)比正常值高0.035其它参数定子水箱氮压(MPa)0.0140.042转子线圈温度()110（电阻法）定子铁芯及磁屏蔽处温度()120定子边端结构件上压指温度()180发电机轴振(50赫兹，双幅值，单位：mm)0.080.1250.25运行时励端轴承绝缘(兆欧)11.5 发电机的许可运行方式1、 正常运行方式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。2、 电压、电流、频率及功率因数变化时的运行方式(1) 发电机电压变化范围为额定值的5时能连续运行。(2) 当发电机定子电压在额定值的5范围内变化，而功率因数为额定时其额定容量不变。即当发电机定子电压高于或低于额定值的5时，定子电流允许的数值可低于或高于额定值的5。(3) 当发电机的电压下降到低于额定值的95%时，定子电流长期允许的数值，仍不得超过额定值的105%。(4) 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。(5) 发电机正常运行时，定子三相电流电流之差，不得超过额定值的10，同时最大一相的电流不得大于额定值。(6) 发电机承受负序电流的能力,长期稳定运行时，其负序电流不应大于额定值的10；短时负序电流应满足：I22t10。（正序、负序、零序的出现是为了分析在系统电压、电流出现不对称现象时，把三相的不对称分量分解成对称分量（正、负序）及同向的零序分量。只要是三相系统，就能分解出上述三个分量（有点象力的合成与分解，但很多情况下某个分量的数值为零）。对于理想的电力系统，由于三相对称，因此负序和零序分量的数值都为零（这就是我们常说正常状态下只有正序分量的原因）。当系统出现故障时，三相变得不对称了，这时就能分解出有幅值的负序和零序分量了）(7) 发电机正常运行频率应保持在50Hz,当变化范围小于0.2Hz时，可以按额定容量连续运行。(8) 发电机的额定功率因数为0.9，在AVR装置投入自动时，允许在不大于0.95迟相范围内长期运行。3、 失磁运行发电机失磁经T1延时切换厂用电，经T2延时程序跳主开关将机组切除。4、 发电机进相运行方式。当系统需要时，根据调度要求，发电机组允许进相运行。什么叫发电机的无功？ 交流电在通过纯电阻的时候,电能都转成了热能,而在通过纯容性或者纯感性负载的时候,并不做功.也就是说没有消耗电能,即为无功功率.当然实际负载,不可能为纯容性负载或者纯感性负载,一般都是混合性负载,这样电流在通过它们的时候,就有部分电能不做功,就是无功功率,此时的功率因数小于1,为了提高电能的利用率,就要提高功率因数,容性负载就要用感性负载补偿,反之亦然 在电网的总负载中，即要求供给有功功率，又要求供给无功功率。困为电网的主要动力负载是功率因数比较低的三相异步电动机，如果发电机发出的无功功率不能满足电网对无功功率的要求，就会引起整个电网的电压下降，这对负载是不利的。 调节发电机的励磁电流就可以调节发电机的无功功率。当调节发电机的励磁电流时，输出的有功功率不能改变。而无功功率则可以调节。在过励状态下，励磁电流愈大，发电机输出的感性无功功率愈大。在欠励状态下，励磁电流愈小，发电机输出的容性无功功率就愈大。 什么叫滞相？ 电流滞后于电压发电机进相运行,是指发电机发出有功而吸收无功的稳定运行状态 。 发电机进相运行时,主要应注意四个问题：一是静态稳定性降低；二是端部漏磁引起定子端部温度升高；三是厂用电电压降低；四是由于机端电压降低在输出功率不变的情况下发电机定子电流增加,易造成过负荷。 发电机低励和失磁是常见的故障形式。造成低励、失磁的原因，主要是励磁回路的部件发生故障、自动励磁调节装置发生故障以及操作不当或由于系统事故造成的。 对各种失磁故障综合起来看，有以下几种形式：励磁绕组开路引起的失磁、励磁绕组短路引起的失磁、励磁绕组经失磁电阻（自同期电阻、异步电阻）引起的闭路失磁以及励磁绕组经电枢或整流器闭路失磁。不论是哪种形式，失磁的发电机将会过渡到异步运行，使转子出现转差、定子电流增大、定子电压降低、有功输出将下降。电气量的这些变化，在一定条件下，将破坏电力系统的稳定运行、威胁发电机的自身安全。 （1）低励或失磁的发电机，从电力系统吸收无功功率，引起电力系统电压下降。若电压下降幅度太大，将可能会导致电力系统电压崩溃而瓦解。 （2）对于大型发电机组，在失磁后系统将要向其输送大量的无功电流，这将可能会引起电力系统的震荡。 （3）失磁后，由于出现转差，在发电机转子回路中出现差频电流。差频电流在转子回路中产生的损耗，如果超出允许值，将使转子过热。特别是直接冷却高利用率的大型机组，其热容量的裕度相对降低，转子更易过热。而流过转子表层的差频电流，还可能在转子本体与槽楔、护环的接触面上发生严重的局部过热。 （4）低励或失磁的发电机进入异步运行之后，由机端观测的发电机等效电抗降低，从电力系统中吸收的无功功率增大。低励或失磁前带的有功功率越大，转差就越大，等效电抗就越小，所吸收的无功功率就越大。因此，在重负荷下失磁进入异步运行后，若不采取措施，发电机将因过电流使定子过热。 （5）低励或失磁运行时，定子端部漏磁增强，将使端部和边缘铁芯过热，实际上，这一情况通常是限制发电机失磁异步运行能力的主要条件。(1) 由于功角、10kV、6kV和380V母线电压（或称为厂用母线电压）、定子电流等因素的限制，发电机的进相运行范围如下表所示。在此范围内运行，可保证该发电机运行在电机厂P-Q运行图范围内，其定子电流、定子电压、功角不会超出允许的范围，厂用母线电压不会低于限制值。铁芯及线棒温度不是限制进相运行的主要因素。各主要工况下发电机进相运行最大可吸收的无功功率（试验数据）:P(MW)三号机组Q(Mvar)四号机组Q(Mvar)300-120 -131.3400-105 -120500-91 -106600-77 -80(2) 发电机从迟相转入进相运行时，海万、回线电压变化率可达（相对于500kV）3.02，母线电压变化率可达（相对于500/.3kV）2.88。(3) 发电机从迟相转入进相运行时，10kV母线电压变化值可达1kV，6kV母线电压变化值可达0.62kV，380V母线电压变化值可达42V。(4) 发电机的励磁系统可以满足进相运行要求。(5) 发电机进相运行时的限制条件：名称范围与额定值之比500kV母线电压500550 kV1.01.1010kV母线电压9.510.50.951.056kV母线电压5.76.30.951.05发电机定子电压1921kV0.951.05380母线电压360400V发电机定子电流最大值19245A1.0In.发电机功角最大值70(6) 低励限制条件：发电机进相最深时功率因数COSF-0.95，各工况点具体无功功率如下表所示：各主要工况点所能吸收的最大无功功率限值（理论值）：有功功率（MW）由P-Q图确定的所能吸收的最大无功功率（Mvar,氢压0.3Mpa）对应COS=-0.95时的无功功率（Mvar）600-84-197.2500-240-164.3400-312-131.5300-328-98.6(7) 发电机各部分温度及轴振的限制值如下表所示：发电机温度测点位置、温升限值以及轴系振动限值：温度测点位置测点数允许温度（）或振幅（mm）定子绕组线棒层间温度4290（报警）定子绕组线棒出水温度8485（报警）、90（跳闸）线棒最大温差报警：8(出水)，10（层间）跳闸：12(出水)，14（层间）主引线及出线瓷套端子温度685（报警）、90（跳闸）定子铁芯温度16120定子总进水管水温224550定子冷氢温度424048定子热氢温度24580发电机轴振30.125（报警）,0.25（跳闸）1.6 温度及氢压变化时的运行方式1、 定子线圈温度按90监视，当定子线圈任一出水支路的出水温度达到85或定子线圈温度达到90时，发电机温度检测计算机将发出警报信号。2、 定子线圈的进水温度变化范围为45至50，超过53或低于42均将发出报警信号。3、 总出水管的出水温度正常应不大于80。大于85将发出报警信号，大于90时跳闸。4、 运行中定子线圈中最高与最低温差不得超过3K，对全部由定子绕组上层线棒组成的水支路和全部由定子绕组下层线棒组成的水支路测温元件的读数中最高与低温度差不得超过3K。5、 发电机的额定氢气压力为0.4MPa，最低为0.3MPa，最高为0.54MPa。当低于0.38MPa或高于0.44MPa时将发出报警信号。6、 发电机氢气冷却器额定冷氢温度为46，最低为40，最高为48,当低于40或大于50时将发出报警信号。7、 发电机在额定氢压工况下(0.4MPa)，当14氢冷却器退出运行时，其最大负荷为80的额定值(480MW)。8、 氢冷却器进水温度最高为35。1.7 机组正常运行检查及维护的具体要求：1、 按时进行巡回检查，巡检时，应带必要的工器具及防护用具，认真做到看、摸、嗅、听，仔细核实各运行及备用设备所处的状况正常与否，发现异常情况应找出原因，采取措施，保证机组正常运行。2、 操作员、巡检员定时抄表，对各参数进行分析比较，如发现有参数偏离正常值，应查明原因，采取相应的措施，并汇报主值班员、值长。3、 发现缺陷，及时联系消缺并做好必要的防范措施，对于有可能影响机组或设备、系统安全、经济运行的缺陷，还应作好记录，做好事故预想，并汇报机组长、值长。4、 定时按照要求完成定期切换、试验工作。5、 经常检查辅助机械轴承油位和油质应正常，并及时添加或更换。6、 进入热控电子室、升压站电子室、10kV开关室、6kV开关室，禁止无线通信设备的使用，若有携入者，必须呈关机状态。7、 在下列情况下，应进行听音检查(1) 接班前。(2) 交班前。(3) 巡回检查。(4) 工况变化。1.8 发电机系统的日常监视及运行规定1、 氢气纯度正常时应不低于96，气体混合物的含氧量不得超过1.2%。否则应排污补氢。2、 控制发电机内氢气湿度折算到大气压下的露点温度应小于-5且不低于-25， 氢罐的湿度在常压下不得高于-50露点。3、 控制密封油含水量在50mg/m3以下。4、 氢气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。5、 应按时检测发电机油系统、主油箱内、封闭母线内氢气体积含量，超过1%时，应停机查漏消缺。6、 当内冷水箱内含氢量达到3%时报警，在120h内缺陷未能消除，或含氢量升至20%时，应停机处理。7、 维持氢压高于水压，水温高于氢温。8、 发电机运行中，应尽量保持氢气压力的稳定，避免发电机在低氢压下运行，控制好氢油压差。9、 监视发电机运行情况,及时调整和严格控制发电机定子电压、电流以及磁场电压、电流等不超过规定值。10、 正常运行时，按照规定时间记录发电机的参数，并进行分析，若发现异常，应根据具体情况作出处理，并加强该部位的监视，缩短记录时间及向值长汇报。11、 监视CRT画面中设备的状态指示与实际相符。12、 发电机运行时，应将发电机励磁系统转子接地装置二级接地跳闸压板置退出位。13、 发电机定子绕组最高温度及其最高最低温差的限值规定(1) 上层或下层线棒同类水支路出水热电偶测温元件的最高与最低的温差报警值为7.9K，停机值为11.9K。(2) 绕组层间的最高温度报警值为89.9，绕组层间最高与最低的温差报警值为9.9K，停机值为13.9K。(3) 总出水管出水的最高温度报警值为84.9；总进出水管出水对进水热电偶测温元件的温升报警值为30.9K。(4) 上层或下层线棒同类水支路出水的最高温度报警值为84.9，停机值为89.9。(5) 并联引线、主引线、主出线等独立串联水支路出水对进水的温升报警值为30.9K；出水温度停机值为89.9。1.9 发电机及其回路的检查1、 发电机其它运行参数正常，发电机声音正常，无金属磨擦或撞击声，无异常振动、无异味等现象。2、 发电机大轴接地碳刷接触良好，无放电火花。3、 发电机的氢、油、水系统无漏氢、漏油、漏水、漏汽现象。4、 发电机出口PT无异常音响及放电火花，接头、保险接触良好，无过热。5、 封闭母线无振动、放电、局部过热、变形现象,封母压力在正常范围内。6、 发电机充氢期间，如必须在发电机或氢管道附近进行明火作业，应事先测量作业地点的空气含氢量小于3%，并经生产副总经理批准后方可工作。7、 进入发电机本体内进行检修维护时，应采取拆下供氢管道上的阀门，加装堵板的彻底隔离措施，并用轴流风机加强通风。8、 各CT、PT、中性点变压器无发热、振动及异常现象。9、 按变压器运行规程查励磁变正常。10、 按照继电保护及自动装置检查内容检查发-变组保护系统。1.10 发电机滑环及碳刷维护规定1、 发电机解列停机后，应仔细检查滑环碳刷有无过短(低于3cm)，边缘是否有剥落的情况，刷辫是否完整，以便及时更换。2、 预计发电机停机超过两天以上时，发电机停机后，碳刷专职人员应将发电机全部碳刷取出。3、 清除滑环、刷握、刷架上的碳粉和灰尘，先用吸尘器吸，后用压缩空气(压力不超过0.3MPa，无水分和油)吹，最后用干帆布擦干净。4、 运行中要定时检查滑环、碳刷的运行情况,发现问题及时汇报并临时进行紧急处理。5、 碳刷专职维护人员应每天至少两次测试各碳刷电流，判断电流是否分配均匀，电流密度是否超过允许范围，特殊情况增加测试和维护次数。6、 调换碳刷时，正常情况下一极上只允许一次换少量新碳刷。7、 换上去的新碳刷必须与原碳刷同型号。8、 在滑环碳刷上进行维护工作时，应遵守安规的有关规定。9、 发电机碳刷、滑环、均压弹簧安装牢固，压力适当，碳刷无过热、冒火现象。10、 发电机刷架引线、滑环正常，刷架与滑环间隙正常。11、 检查刷架处的空气过滤器正常。当此过滤器堵塞时，应及时清理。12、 碳刷在刷框内有无跳动、摇动或卡涩的情况。13、 碳刷刷辩是否完整，与碳刷的连接是否完整、良好，有无发热及触碰机构件的情况。14、 碳刷边缘是否有剥落的情况，碳刷是否过短(不应低于1/3)。15、 滑环表面的温度是否超过规定，定期测量碳刷尾部温度以判断运行是否正常。16、 刷握和刷架上有无积垢或脏污。1.11 发电机在线绝缘过热装置检查规定1、 巡检时就地检查发电机绝缘过热装置指针指示在105以上，说明发电机绝缘及监测装置处于良好状态。此时装置液晶显示屏上应无报警信息，打印装置无打印清单。2、 巡检时就地检查发电机绝缘过热装置指针指示在75105之间，说明发电机绝缘降低，此时装置液晶显示屏上应有报警信息，装置应能够打印出故障清单。出现此情况应立即通知热控维护人员进行详细检查、确认和处理。3、 巡检时就地检查发电机绝缘过热装置指针指示在75以下说明绝缘过热装置本身有故障或发电机绝缘已经降到危险程度。出现此情况应立即通知热控人员进行详细检查、确认和处理，如果确证绝缘过热装置本身无故障应降低负荷并做好停机检查准备。1.12 发电机数字式射频监测仪检查规定1、 在线射频监测仪指示的射频电平应在75以下为正常。如果射频电平超过75（预告警电平设定值）后经延时预告警指示灯闪光，蜂鸣器发出声响，集控DCS画面有相应预报警信息，此时如果按动预告警（黄色键）应答，则蜂鸣器停止声响，预告警指示灯停止闪光，但仍然点亮，只有射频电平低于75以下预告警指示灯才会熄灭。发现预告警指示灯点亮或DCS画面有报警时应立即通知电气检修人员到现场确认、处理。2、 就地检查如果在线射频监测仪指示的射频电平超过85（跳闸告警电平设定值）后经延时跳闸告警指示灯闪光，蜂鸣器发出声响，集控DCS画面有相应跳闸告警信号，此时如果按动跳闸告警（红色键）应答，则蜂鸣器停止声响，预告警指示灯停止闪光，但仍然点亮，只有射频电平低于85以下跳闸告警指示灯才会熄灭（目前跳闸告警只投信号）。发现跳闸告警指示灯点亮或DCS画面有跳闸告警时应立即通知电气检修人员到现场确认、处理。如果确证发电机射频电平超过85属实，运行人员应适当降低发电机负荷并做好停机检查准备。3、 在射频监测仪运行过程中，如果需要对监测仪进行自检，可按动监测仪主机上“自校”键（白色键），监测仪即自动自行一个自检过程，在自检过程中“自校”指示灯点亮，自检结束“自校”指示灯熄灭，监测仪又进入监测工作状态。自检过程用来检查射频监测仪设备的有效性，并测试报警器，指示器和控制器，自检过程大约需要一分钟。4、 如果监测仪射频电平超过报警值后应密切注意监视电平指示，如果电平持续超过报警电平应进行自检确认监测仪工作是否正常。如果监测仪工作正常监测仪指示电平又持续超过报警值电平，尤其是持续超过（或接近）跳闸报警电平时，需通过降低发电机负荷来观察射频电平指示值是否相应减少，如果二者有明显的相关性，则说明问题是出在发电机内部，此时必须降低负荷运行或停机检修。本发电机共有电阻测温元件和热电偶如下:1. 84只定子上下层出水端热电偶,汽励端冷却器进口各一支单支铂电阻(热氢)和测温出线板上方各一只双支铂电阻(冷氢),测量定子线圈层间铂电阻元件42只,瓷套管出水管接头处热电偶6只,铁心测温热电偶16支.发电机轴瓦处汽励端各1只,发电机总进、出水管进出口处双支热电偶各1只，定子线圈层间有备用铂电阻元件42支，不接入测温出线板。2. 所有带ATC后缀的传感元件接到控制器柜内用于ATC（自动汽轮机控制）二、发电机异常及事故处理 发电机跳闸原因有内部事故、外部事故、继电保护误动作或人员误操作等。发电机解列后的操作1故障现象： 报警响；发变组主断路器及灭磁开关跳闸，高厂变低压开关跳闸，厂用电切换，跳闸开关闪发报警；发变组有功、无功，定子电流、电压，转子电流、电压表指示为零；自动电压调节器自动切为手动；发电机转速可能升高；相应的保护动作信号灯显示。2故障处理 根据故障现象判明为发变组故障时，复归报警及闪光开关把手，检查灭磁开关是否跳闸，如未断立即将其断开。 检查厂用10kV、6kV厂用电快切装置动作情况，如切换不成功，应手动分工作电源开关，备用电源开关联动不成功可抢送备用电源。（厂用电切换不成功时应该再次手打发变组紧停按钮） 检查发变保护动作情况，并详细记录动作信号和时间，询问汽机危急保安器是否动作。 若发电机主保护动作，如纵差、横差、转子两点接地等保护动作跳闸，应详细检查保护范围内的设备，确认故障点，测定发电机绝缘电阻，停机处理。 若发电机后备保护动作，如过流保护、阻抗保护等保护动作跳闸，应详细检查保护范围内的设备，确认故障点，在隔离和消除故障后，将发电机重新并网。 若失磁保护动作，恢复励磁后可重新并列。 若断水保护动作后，待恢复供水后，可将发电机并列，同时检查发电机绕组、引线有无发热、漏水等。 若机炉热工保护动作，待机炉正常，按值长命令重新并列。 若为系统运行人员误操作、误碰或确认为发电机保护误动作，进行外部检查后即可重新并列。 如果对发电机及其有关设备和原有保护区的电气回路操作详细的外部检查，并对动作的保护装置进行检查，然后，测量发变组回路绝缘电阻，均无异常后，汇报。经同意后，对发电机进行零起升压。如升压没有发现故障或不正常现象，经值长同意，可将发电机并入电网，若有明显故障，应立即停机，通知检修。# 发电机解列后的操作得到值长“ 发电机解列后的操作”的操作令通知热工人员断开 机并网继电器开关。退出发变组保护AD屏出口跳闸压板（17个）。退出发变组保护E屏出口跳闸压板（15个）。退出A屏励磁系统故障联跳保护压板24LP。退出C屏励磁系统故障联跳保护压板24LP。退出E屏系统联跳压板31LP。退出E屏系统断水保护压板10LP。退出E屏系统主变冷却器全停保护压板4LP复归发变组A-E屏的保护动作信号。退出 BBA启备变快切出口压板退出 BBC启备变快切出口压板退出 BBB启备变快切出口压板退出 BBD启备变快切出口压板查 机AVC增磁出口压板退出。查 机AVC减磁出口压板退出。将50 开关和50 开关由DCS控制切至NCS控制查发电机出口开关 和 确已断开。联系网控断开 号机系统联跳保护压板。联系网控断开 号机DCS跳 开关保护压板。联系网控断开 号机DCS跳 开关保护压板。复归50 开关和50 开关断路器保护屏保护动作信号。联系网控断开50 -6刀闸。联系网控投503 短引线保护压板。联系网控合上503 和503 开关。查10KV BBC工作进线开关（ ）在断位将10KV BBC工作进线开关（ ）打就地方式将10KV BBC工作进线开关（ ）拉至隔离位置。断开10KV BBC工作进线开关（ ）保护室内QF1-3小开关。断开10KV BBC工作进线开关（ ）保护室内QF5-7小开关断开10KV BBC工作进线开关（ ）保护室内QF9小开关断开10KV BBC工作进线开关（ ）保护室内QF21-23开关。查10KV BBD工作进线开关（ ）在断位将10KV BBD工作进线开关（ ）打就地方式将10KV BBD工作进线开关（ ）拉至隔离位置。断开10KV BBD工作进线开关（ ）保护室内QF1-3小开关。断开10KV BBD工作进线开关（ ）保护室内QF5-7小开关断开10KV BBD工作进线开关（ ）保护室内QF9小开关断开10KV BBD工作进线开关（ ）保护室内QF21-23开关。查6KV BBA工作进线开关（ ）在断位将6KV BBA工作进线开关（ ）打就地方式将6KV BBA工作进线开关（ ）拉至隔离位置。断开6KV BBA工作进线开关（ ）保护屏内QF1-7小开关。断开6KV BBA工作进线开关（ ）保护屏内QF9-12小开关。查6KV BBB工作进线开关（ ）在断位将6KV BBB工作进线开关（ ）打就地方式将6KV BBB工作进线开关（ ）拉至隔离位置。断开6KV BBB工作进线开关（ ）保护屏内QF1-7小开关。断开6KV BBB工作进线开关（ ）保护屏内QF9-12小开关。将主封母微正压装置投运。将 扩径母线轴流风机停运。断开启励电源开关（3 0BJA06.6G）查主变三相冷却器全停。将A相主变冷却器1-5号冷却器风扇方切换开关均打至“停”位置将B相主变冷却器1-5号冷却器风扇方切换开关均打至“停”位置将C相主变冷却器1-5号冷却器风扇方切换开关均打至“停”位置汇报值长：“ 发电机解列后的操作”的操作完毕。2.1 发电机过负荷运行发电机正常运行时不允许过负荷运行，只有在事故情况下允许短时间过负荷，但为防止发电机损伤，每年过负荷不得超过二次。其持续时间按下列规定：定子电流/定子额定电流1.271.321.391.501.692.17允许事故过负荷时间(s)6050403020102.1.1 现象:1.定子电流超过额定值。2.发电机“过负荷”报警2.1.2 处理:1.当发电机定子电流超过正常允许值时,首先应检查发电机功率因数和电压，并注意过负荷运行时间，做好详细记录。2.如系统电压正常，应减少无功负荷，使定子电流降低到允许值，但功率因素不得超过0.98(迟相)，定子电压不得低于19kV。3.如发电机电压低于19kV，不能减无功，应报告值长，降低有功负荷。4.加强对发电机各测点温度的监视，当定子或转子绕组温度偏高时应适当限制其短时过负荷的倍数和时间。2.2 发电机各部分的温度超过规定值2.2.1 现象：CRT显示温度异常报警。2.2.2 处理：1.稳定负荷，打印全部温度测点读数，并记录当时的发电机有功、无功、电压、电流、氢压、冷氢温度。2.调出CRT画面，连续监视报警次数。3.检查三相电流是否超过允许值，不平衡度是否超过允许值。4.检查发电机三相电压是否平衡,功率因数是否在正常范围内，保持功率因数在0.90.98(迟相)。5.如发电机进风风温如超过规定值，应调整氢冷器水量和水温来降低风温。6.如发电机氢气压力低时，应查明原因并补氢。7.如发电机定子冷却水支路水温高,应调整闭式冷却水水量和水温。8.适当降低发电机无功负荷，但功率因数不得超过0.98(迟相),电压不得低于19kV。9.查看相对应的出水温度及其它温度测点指示，进行核对,分析判断是否检测元件故障。10.检查发电机测温元件接线端子排上的接线柱有无腐蚀、松动现象,以确定是否由其引起。11.降低发电机负荷(5)，并加以稳定，观察其变化趋势，如在不同负荷工况下某元件始终显示异常，说明该热电偶及电阻元件可能损坏。12.经上述处理无效或表明发电机内部异常时，应降低有功负荷，使温度或温差低于限额。并汇报值长，要求检修人员进行进一步检查。当发电机定子线圈温度达90(85)、绕组温差达14或定子支路出水温差达12时(确认测点及回路正常)，应立即汇报值长，请示停机处理。2.3 发电机漏氢2.3.1 现象：发电机氢压下降速度增快，补氢次数明显增加，补氢量增大。2.3.2 处理：1.汇报值长，立即寻找漏氢点并设法阻止漏氢的发展，在中性点引线盒内和封闭母线壳内的氢气含量1%时，应送入二氧化碳气体，发电机减负荷停机，在不等其停止转动前就开始排氢。在密封油箱的含氢量1%时，应送入二氧化碳气体，并调整密封油压，如无效，发电机减负荷停机。2.联系补氢，恢复正常氢压。3.如氢压继续下降，补氢仍不能保持正常氢压时，则应降发电机负荷，使各部温度保持正常，并请示生产副总经理停机。2.4 发电机定子升不起电压2.4.1 现象：1.发电机定子电压指示很低或为零。2.转子电压表有指示，而电流表无指示。3.转子电流表有指示，而电压表无指示或指示很低。4.转子电流表无指示、电压表无指示。2.4.2 处理：1.检查变送器电源、表计是否正常。2.检查电压互感器是否正常，一次插头、一次保险、二次保险是否接触良好。3.检查转子回路是否开路，电流表计回路是否正常。4.检查转子回路是否短路，电压表计回路是否正常。5.检查励磁调节器是否正常。6.根据当时有无报警、光字及表计测量等现象做综合判断。2.5 发电机电压回路断线2.5.1 现象：1.有电压回路断线信号。2.相应电压表、功率表指示下降或为零。3.PT高压熔断器熔断，可能有接地信号出现。2.5.2 处理：1.记录时间，作为丢失电量计算的依据。2.停用断线PT有关保护和自动装置。3.若高压熔断器熔断，应对PT进行检查，检查没问题后更换熔断器。4.若二次侧保险熔断，更换二次侧保险。2.6 电流互感器二次回路断线2.6.1 现象：1.测量回路断线时，所带的电流表、有功功率表、无功功率表指示降低或为零。2.电流互感器有异常声音，严重时冒烟着火有放电声。2.6.2 处理：1.若保护回路断线，立即停用保护。2 通知检修寻找CT二次回路的开路点。3.若外部检查无问题，本体仍有嗡嗡声，说明CT内部开路，将故障电流互感器一次回路停电。2.7 定子水导电率高2.7.1 现象：定子水电导率高报警。2.7.2 处理：1.若离子交换器出水电导率高，应先通过人工化验方法核实离子交换器出口水电导率应在规定值以下，否则应更换树脂；如电导率仪故障，应及时处理。2.若离子交换器出水电导率正常而定子绕组进水电导率高，应检查流经离子交换器的水量是否过小，检查补水电导率是否合格。3.定子绕组进水电导率高达5S/cm且呈继续升高趋势时应申请停机，高达9.5S/cm时应立即停机。2.8 发电机定子线棒或导水管漏水2.8.1 现象：1.定子线棒定子水压升高。2.氢气漏气量增大,补氢量增大，氢压降低。3.定子水箱压力升高。2.8.2 处理：1.从发电机排污门放出液体化验，判断是否定子水泄漏。2.检查定子水箱压力升高是否由发电机定子线棒或导水管漏水引起。3.若确认发电机定子线棒或导水管漏水属实，则应立即解列停机。2.9 发电机绝缘过热监测装置报警2.9.1 现象:工况监视器报警，绕组温度上升。2.9.2 处理:1.按下监测装置的检测器前面板上的过滤按钮，如过滤器投入后离子室电流值恢复到75%以上，报警消失，而再放开此按钮，离子室电流又小于75(正常时约为100%)，恢复报警，则表明监测装置已判断发电机内部异常。如不属于上述反应则须检查仪器本身的失误。2.如果与监测装置报警的同一时期内的转子轴振有明显的增加，则需要检查转子是否有匝间短路。3.如果同时出现定子铁芯温度超限或温度模式比正常时有明显的增加时，应研究分析定子铁芯有无过热的问题。汇报值长，安排停机处理。4.检查接到监测装置管道上的滤油器、发电机下部的浮子式液位控制器(集水器)内有无过量的积油，用以了解机内氢气中是否带有大量的油雾。5.检查发电机定子绕组出水测温元件,槽内的层间测温元件,冷氢及热氢的测温元件。如温度数值超过限额，则按温度异常处理。6.在判断发电机内有异常后，通知检修将监测装置的取样管取下，并进行分析。 2.10 发电机局部放电射频监测仪报警2.10.1 现象:射频监测仪电平指示偏高(正常0.110V,记录仪指示值333)，仪器发出报警。2.10.2 处理:1.根据记录曲线与发电机负荷对照，如电平指示变化与发电机负荷曲线相关，应对发电机及其回路进行全面检查，看是否有放电火花等故障隐患存在,必要时可要求停机检查。2.若电平指示变化与负荷曲线无关，要求检修人员检查背景电平，观察有无干扰信号。2.11 发电机励磁系统接地2.11.1 现象:发电机绝缘监测装置报警，绝缘电阻小于200K。2.11.2 处理:1.检查装置工作是否正常，进一步核对绝缘检测装置的绝缘数值，加强监视。2.查明故障点与性质，如系稳定性的金属接地，应立即停机处理。3.当励磁系统发生二点接地时，必须立即解列发电机，并切断励磁。2.12 励磁限制报警2.12.1 现象:1.低励限制(UEL)动作报警，发电机机端电压为19kV。2.过励限制(OEL)动作报警，发电机磁场电流达1.05Ief时报警，1.1Ief时手动跟踪解除，调节器自动切手动运行。2.12.2 处理:1.检查发电机各表计数值，检查厂用母线及500kV母线电压，维持厂用母线及系统电压在正常范围内。2.检查发电机励磁系统。2.13 AVR异常2.13.1 现象:电压调节器(AVR)将由自动(AUTO)自动地切换到手动(MAN)。2.13.2 处理:1.检查发电机转子电流、发电机电压、无功等变化情况。2.在手动励磁调节运行期间，在调整发电机的有功负荷时必须先适当调整发电机的无功负荷，保持低功率因数运行，以防止发电机失去静态稳定。3.在手动励磁调节运行期间，不准发电机进相运行。4.严禁发电机在手动励磁调节下长期运行。5.通知检修尽快处理故障，恢复AVR自动运行。2.14 发电机氢系统着火2.14.1 现象：1.氢气泄漏点发出轻微爆炸声，并有明火2.发电机内部着火，有异常声音。3.发电机内部各部温度升高。4.发电机内部氢压波动较大。2.14.2 处理：1.停止向发电机补氢，用二氧化碳灭火。2.若发电机内部着火、爆炸，应立即解列发电机，并排氢向发电机内充入二氧化碳灭火，并保持转子转速在300500r/min。3.维持发电机密封油及冷却系统正常。4.汇报生产副总经理。2.15 发电机非同期并列2.15.1 现象：1.发电机各表计剧烈摆动。2.发电机声音异常。2.15.2 处理：1.立即解列发电机，并对发电机进行全面检查，并进行必要的电气试验。2.查明非同期并列的原因，消除并确认无问题后，方可重新并列。3.重新并列前必须使发电机零起升压，无问题后方可并列。2.16 发电机变为同步电动机运行2.16.1 现象：1.发电机有功指示为负值。2.无功表指示通常升高。3.系统频率可能降低，定子电流减小，定子电压、转子电压、电流表指示正常。4.“逆功率”信号发出。2.16.2 处理：1.若逆功率保护动作跳闸，则待查明原因，排除故障后，重新并网。2.若逆功率保护未动作跳闸时，将发电机解列。2.17 发变组500KV开关跳闸2.17.1 现象：1.事故喇叭响，发变组出口断路器跳闸。2.发电机各表计全部到零。3.“保护动作”信号可能发出。2.17.2 处理：1.发-变组500kV开关跳闸时，应检查厂用电切换是否成功，并作出相应处理。如发现6kV厂用电工作电源开关未跳闸，应迅速手动将其拉开，完成厂用电的切换。2.发-变组500kV开关跳闸时，此时若灭磁开关未断开，应即手动在DCS画面拉开灭磁开关。3.检查保护动作情况判明跳闸原因。4.若由于外部故障，引起母差、后备保护动作跳闸或发电机保护误动跳闸，在确认故障排除后，应立即隔绝故障点或解除误动保护，迅速将机组并网。5.如发现确实属于人员误动，而引起开关跳闸，应联系网调立即将发电机并网。6.若是内部故障引起跳闸，则应进行如下检查：(1)对发电机保护范围内的全部设备进行全面检查。(2)检查发电机有无绝缘烧焦的气味或其他明显的故障现象。(3)外部检查无问题，应测量发电机定、转子绝缘电阻是否合格及各点温度是否正常。(4)经上述检查及测量无问题，发电机零起升压试验良好后，经生产副总经理批准将发电机并列。2.18 发电机失磁2.18.1 现象：1.转子电流表指示到零或在零点摆动，转子电压表指示到零或在零点摆动。2.无功表指示为负值。3.有功、定子电压表指示降低，定子电流表指示大幅度升高，并可能摆动。4.转子的转速超过额定值。5.失磁保护动作信号发出，失磁保护动作。2.18.2 处理：1.若失磁保护动作跳闸，对励磁回路进行检查，通知检修处理。2.若失磁保护拒动，应解列发电机。2.19 发电机振荡或失去同步2.19.1 现象：1.功率表指示摆动。2.定子电流表指示剧烈摆动。3.发电机和母线各电压表指示剧烈摆动。4.励磁系统表计指示在正常值附近摆动。5.发电机发出异常声音，其节奏与表计摆动相同。2.19.2 处理：1.检查发电机励磁系统，若因发电机失磁引起的振荡，应立即将发电机解列。2.若因系统故障引起的发电机振荡，应尽可能增加励磁电流，同时降低发电机有功负荷。若采取措施后仍不能恢复同期时，应请示调度解列发电机。2.20 发电机匝间短路事故处理2.20.1 现象：1 和正常相比，相同转子电流比正