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发电厂 电气 运行 规程

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批批 准：准： 审审 定：定： 审审 核：核： 编编 写：写： 前前 言言 本规程是集控运行人员进行操作、调整、处理异常、事故的依 据，所有运行人员应按本规程的规定进行操作。本规程依据 300MW 级机组运行典型规程 、设备生产厂家的相关图纸、说明 书、逻辑图、 安全规程 、相近设备电厂运行规程，并结合现场实 际工作经验编制而成。 由于编者水平有限，本规程难免有错误和不当之处，恳请各位 专家、同事批评指正。 下列人员应熟悉本规程的全部或部分： 1) 生产副总经理、技术总监； 2) 技术支持部、发电部总经理、助理总经理及各专业主管； 3) 安监人员； 4) 所有运行人员、相关检修人员。 本规程自下发之日起执行。 二零零九年六月 修订说明：下面指出的修订，指的是较大的改动，对单纯词句 修改，不再予以说明。 一、发电机 4.1.4 励磁控制根据装置说明书和现场情况，进行了修改。 5.2发电机并、解列操作根据现场情况，进行了修改。 5.5 发电机附属设备增加。 6.2.1.1 发电机定子电压异常及6.2.5 发电机定子三相电流不 平衡及非全相修订 6.3 发电机事故处理修订 二、变压器 3.2 变压器过负荷运行规定已根据厂家技术协议修改。 4.1.1主变冷却器方式细化。 4.3 干式变温度参数已根据现场整定值修改。 三、220kV系统 3.2.2 系统运行方式有修改。 4.3 配电装置五防原规程第七章精简并结合现场实际而得。 4输变电系统运行监视升压站装置有增补，互感器、避雷器 部分通用于全厂配电设备。 6异常事故处理异常事故作合并，母线电压消失的处理原则 做了修改 四、厂用电 3.1.7快切作修删 4.2 低压框架式断路器脱扣器简介和检查增加 4.3 机组切换厂用电规定有增补 6.2.3 直流系统的操作规定有增补 8 6kV变频器增加 五、继电保护 5.3.3 母差保护MNP2型模拟盘简介有增补 6 发变组保护保护配置根据现场作修改 8 400V保护配置增加 9 快切修订 10安稳系统增加 11 AVC增加 目目 录录 第一章 发电机运行规程.1 1 主题内容与适用范围主题内容与适用范围.1 2 规范性引用文件规范性引用文件.1 3 发电机许可运行方式发电机许可运行方式.1 4 发电机励磁系统规定发电机励磁系统规定.5 5 发电机日常维护操作发电机日常维护操作.7 6 发电机异常运行及事故处理发电机异常运行及事故处理.13 第二章 电力变压器运行规程.24 1 主题内容与适用范围主题内容与适用范围.24 2 规范性引用文件规范性引用文件.24 3 变压器许可运行方式变压器许可运行方式.24 4 变压器冷却装置运行规定变压器冷却装置运行规定.27 5 分接开关运行规定分接开关运行规定.29 6 变压器监视、操作与日常维护原则变压器监视、操作与日常维护原则.29 7 变压器的异常运行及事故处理变压器的异常运行及事故处理.32 第三章 220 KV 系统运行规程.37 1 主题内容与适用范围主题内容与适用范围.37 2 规范性引用文件规范性引用文件.37 3 220 KV 系统正常运行方式系统正常运行方式.37 4 输变电系统的运输变电系统的运行行监视、操作监视、操作.38 5 220KV 升压站运行规定升压站运行规定.44 6 输变电系统异常及事故处理输变电系统异常及事故处理.50 第四章 厂用电系统运行规程.60 1 主题内容与适用范围主题内容与适用范围.60 2 规范性引用文件规范性引用文件.60 3 厂用电系统正常运行方式厂用电系统正常运行方式.60 4 厂用电系统的运行监视、操作厂用电系统的运行监视、操作.64 5 柴油发电机柴油发电机.67 6 直流系统直流系统.69 7 UPS 电源系统运行方式电源系统运行方式 .73 8 6KV 变频器变频器.78 9 厂用电系统的异常及事故处理厂用电系统的异常及事故处理.81 第五章 继电保护及自动装置运行规程.89 1 主题内容与适用范围主题内容与适用范围.89 2 规范性引用文件规范性引用文件.89 3 总则总则.89 4 220 KV 线路保护及自动装置线路保护及自动装置.91 5 220 KV 母线保护母线保护.93 6 1、2 发变组保护发变组保护.95 7 启备变保护启备变保护.98 8 厂用电系统保护与自动装置厂用电系统保护与自动装置.100 9 6 KV 厂用电源快速切换装置厂用电源快速切换装置.103 10 安稳控制安稳控制.105 11 自动电压控制装置自动电压控制装置 AVC.108 第六章 电动机运行规程.111 1 主题内容与适用范围主题内容与适用范围.111 2 规范性引用文件规范性引用文件.111 3 电动机正常运行规定电动机正常运行规定.112 4 电动机的运行操作、监视电动机的运行操作、监视.114 5 电动机异常及事故处理电动机异常及事故处理.116 1 第一章第一章 发电机运行规程发电机运行规程 1 主题内容与适用范围主题内容与适用范围 本规程规定了1、2 发电机的许可运行方式、操作、监视、维护、异常运行及事故处 理的规则。规程中有关发电机氢、水及密封油系统的条文，只是考虑发电机运行基本条件 而设置的，有关发电机氢、水及密封油系统的运行数据、监视、维护、操作及事故处理等 应执行汽机专业编制的规程执行。 本规程适用于1、2 发电机的运行技术管理。 本规程适用于生产管理人员及运行人员。 2 规范性引用文件规范性引用文件 下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡注日期的应用文件，其 随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本规程。凡是不注日期的引 用文件，其新版本适用于本规程。 DL 40891 电业安全工作规程 汽轮发电机运行规程 国电发【1999】579 号 防止电力生产重大事故的二十五项重点要求 国电发【2000】589 号 设备制造厂家技术规范 3 发电机许可运行方式发电机许可运行方式 3.1 额定运行方式额定运行方式 3.1.1 发电机按照制造厂铭牌及技术规范规定参数下的运行方式称为额定运行方式，发电 机可以在这种方式长期连续运行。 3.1.2 发电机在额定参数下运行，最高允许监视温度应根据温升试验结果确定，现场没有 做温升试验前，最高允许监视温度应低于制造厂的规定允许值。 3.2 正常运行规定正常运行规定 3.2.1 发电机的运行电压和频率规定 3.2.1.1 发电机定子电压允许在额定值5%范围内变动，此时定子电流可在额定值5范 围内变化，当功率因数为额定值时，其额定容量不变，即定子电压在该范围内变动时，定 子电流可按比例相反变动。发电机运行中定子电压最高不得超过额定值的 110,最低不 得低于额定值的 90。但当发电机电压低于额定值的 95%时，定子电流长期允许的数值不 得超过额定值的 105%。 3.2.1.2 发电机额定负荷时运行电压变动范围在额定电压 20 KV 的5%内，频率变动范围 在5%3%。 3.2.1.3 当功率因数为额定值时，电压变化范围不超过5%和频率变化范围不超过 2%2%时，发电机允许连续输出额定功率。当电压变化范围不超过5%和频率变化范 围不超过5%3%时，发电机也允许输出额定功率，但每年不超过十次，每次不超过 8 小时。 3.2.2 发电机的功率因数规定 3.2.2.1 发电机的功率因数一般不宜超过迟相 0.95。若励磁装置在自动电压调节方式且电 网有电压调节需要时，功率因数可适当提高，必要时进相运行。 3.2.2.2 发电机可以降低功率因数运行，但转子电流不允许超过额定值；当功率因数增大 时，发电机视在功率不能大于额定值。 3.2.2.3 发电机能在额定功率因数至功率因数 0.95（进相）范围长期连续运行，具体进相 能力由进相试验确定。 3.2.3 发电机在正常运行时，定子三相电流应相等，不平衡电流及负序电流不允许超过额 定值的 10%，且最大一相电流不大于额定值，此情况下允许长时间运行。 3.2.4 发电机的过负荷规定 3.2.4.1 发电机须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： 时间（秒）103060120 定子电流（%）226154130116 表 1 3 同时，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： 时间（秒）103060120 励磁电压（%）208146125112 表 2 3.2.4.2 运行监督要求： a）当发电机的定子电流过负荷时，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，按照规程的规定，在允许时间内，可以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，以及功率因数进相。如果减少励磁电流仍不 能使定子电流降低到正常值时，则必须降低发电机的有功，使定子电流降低到额定值以内。 b）发电机强励时转子电压为 2 倍额定转子电压，发电机强励时间为 10 秒。 c）发电机在系统事故过负荷情况下，发电机各部分温度按运行规定要求不得超过额定值。 派人到现场检查一次回路和各部温度情况，如有异常立即汇报处理。 3.3 发电机冷却系统运行规定发电机冷却系统运行规定 3.3.1 发电机内冷水系统运行规定 3.3.1.1 发电机内冷水质应符合以下规定： a） 水质透明纯净，无机械混杂物； b） 电导率：0.5 scm1.5 scm； c） PH 值：7.09.0； d） 硬度：2 微克当量L（2 gEL） ； e） 含氨量（NH3）：微量。 3.3.1.2 发电机内冷水额定进水温度范围为 4550， 低于 42或高于 53均将报警。 3.3.1.3 当进水温度不超过 50时，定子线圈温度应不大于 90.当发电机定子线圈出水温 度达到 85或定子线圈温度达到 90时，温度巡测仪将报警；如定子总进出水管的冷却水 温升超过 31，汽机 DEH 中的 ATC 将自动监视报警。此时值班人员应采取措施，使温度 降至报警值以下，并尽快分析和查明报警原因，必要时，安排停机检查处理。 3.3.1.4 在负荷大于 75额定值时，如同一种水路其线棒层间测温元件或出水测温元件相 互间温度差异达 10时，温度巡测仪报警并应加强监视，此时可降低负荷，立即联系检修 检查测温元件。如果温度继续上升，温差达到 14，为避免发生重大事故，则应立即解列 检查、停机检修，进行反冲洗。在低于 75%额定负荷运行时各线棒层间或出水温度偏离其 平均值达 6时报警。 3.3.1.5 发电机额定条件下冷却水流量 55 m3h， 冷却水进水压力 0.10.2 MPa。定子水 温应高于冷氢温度 3以上，水压低于发电机氢压 0.05 MPa0.1 MPa。 3.3.1.6 定子绕组断水允许运行时间 30s，如 30s 后内冷水不能恢复，则发电机断水保护动 作跳闸，否则立即手动解列发电机。 3.3.2 发电机氢系统运行规定 3.3.2.1 发电机额定运行氢压 0.31 MPa，最高允许氢压 0.35 MPa。当氢压降至 0.285MPa 时，应手动补氢。 3.3.2.2 发电机额定运行氢气纯度 98%，最小不低于 95%。在额定氢压时，氢气湿度机内 氢气露点不大于5不低于25；氢气泄漏量不大于 8m3d（折算成标准气压） 。 3.3.2.3 当额定工况下，氢压为 0.31 MPa，功率因数为 0.85，18 氢冷却器退出运行时允 许带 90额定负荷;两个不在同一角的氢冷却器退出运行时,允许带 80额定负荷;两个在同 一角的氢冷却器退出运行时，允许带 60额定负荷; 当氢冷却器有 5冷却管子堵塞时， 发电机能保持额定功率（容量） ，而不超过允许温升。 3.3.2.4 发电机冷氢额定温度为 46，最低 40，最高 48，报警温度为 50。运行中 各台氢冷却器相互间的出风温度应均衡，各冷却器出风温差不应超过 2。 3.3.2.5 定子铁芯的温升限额为：在冷氢温度低于 46时，定子铁心温升不大于 74。即 冷氢温度在 46及以上时，定子铁芯限额温度不大于 120。 3.3.2.6 氢冷却器进水压力不得超过 0.8 MPa，进水温度一般不允许超过 35。若超过 35，而发电机冷氢温度、定子铁芯温升不超过规定值时，可降低负荷运行。此时，应加 5 强对发电机冷氢温度、定子铁芯温度的监视。 4 发电机励磁系统规定发电机励磁系统规定 4.1 发电机励磁系统许可运行方式 4.1.1 发电机采用广州电科院生产的 EXC9000 型自并励静止励磁调节系统，设有过励磁限 制、过励磁保护、低励磁限制、电力系统稳定器、VH 限制及保护、转子过电压和 PT 断 线闭锁保护等单元。为双微机三通道调节器，具有独立的数字/数字/模拟三通道， A、B 通道为自动通道， C 通道为手动通道。三通道以主从方式工作，正常方式为 A 通道运行、 B 通道备用，B 通道及 C 通道自动跟踪 A 通道。A 通道运行时，也可人工选择 C 通道做为 备用通道，但正常时选 B 通道为备用通道。B 通道运行时，默认 C 通道为备用通道。A 通 道不做备用通道，当 A 通道出现故障时，自动切换到备用通道运行。当 B 通道投入运行后 出现故障，自动切换到 C 通道运行。C 通道运行时无备用。 4.1.2 励磁系统的可控硅整流装置具有必要的备用容量，功率整流装置并联支路数等于 3。当有 1 支路退出运行时，满足发电机强励和 1.1 倍额定励磁电流运行的要求；当有 2 支 路退出运行时，满足发电机额定负荷运行要求。该整流柜具备智能均流功能，保证均流系 数大于 97。运行中需退出某一整流柜时，只需合上该整流柜的 QF5“闭锁触发脉冲”开 关。 4.1.3 整流装置冷却风机有 100%的备用容量，在风压或温度升高时，备用风机能自动投 入，以保证整流装置工作在允许的温度范围内。整流装置的通风电源设置两路，并可自动 切换。任一台整流柜故障或冷却风机、冷却电源故障，发出报警信号。 4.1.4 励磁控制 4.1.4.1 启励 正常启动前，确认励磁装置的各电源均已正常投入，检查各功率柜 QF5“闭锁触发脉 冲”开关断开，检查调节器、功率柜、灭磁柜状态正确。调节器默认起励方式为正常升压 方式。 a） 零起升压：先进入调节柜人机界面“画面选择运行方式设置”画面，将“零起 升压”设为投入，检查“模拟量监测/A(B)套模拟量/”画面下的“A(B)套 Ugd” 为 10%；远控合上灭磁开关，发“启励”指令，AVR 自动建励，机端电压升至 2kV，然后手动加励磁，调节机端电压至额定值。 b） 正常升压：远控合上灭磁开关，发“启励”指令，AVR 自动建励，机端电压升至 额定值。 4.1.4.2 灭磁 机组正常解列后，发“灭磁”指令，启动整流桥逆变灭磁。故障时，直接跳灭磁开关， 使转子磁场能量经灭磁电阻释放。 4.1.4.3 AVR 调节模式设置 可设置四种调节模式：恒机端电压（自动） 、恒励磁电流（手动） 、恒无功功率、恒功 率因数。缺省方式为：恒机端电压运行方式。 4.1.4.4 AVR 人为励磁调节几种情况： a） 恒机端电压运行时，手动增减磁命令是人为改变发电机的电压给定。在空载时， 此操作改变发电机电压；在负载时，此操作改变无功功率。当限制功能动作时，相应 的限制将使增减磁命令无效。 b） 恒无功、恒功率因数方式时，手动增减磁命令是人为改变发电机输出的无功功 率或功率因数，使其恒定在给定值运行。 c） 恒励磁电流方式运行时，手动增减磁命令是人为改变磁场电流给定。在空载时， 此操作改变发电机电压；在负载时，此操作改变无功功率。发电机不得在恒励磁电流 方式长时间运行。在恒电流方式下，操作须谨慎，不得超过发电机和励磁的限制，发 电机功率因数不得大于迟相 0.95，注意：此方式下限制器不会动作注意：此方式下限制器不会动作。 4.1.4.5 运行中励磁屏柜的人机界面仅用于参数查看和故障查看。特殊情况下需到励磁屏 柜的人机界面上操作时，仅限于进行某些功能的投退和整流柜冷却风机的起停操作，严禁 进入参数设置、参数校准等菜单。严禁在运行中将“整流/逆变”方式开关切“逆变”方式。 4.1.5 励磁变压器采用室内干式变压器，铜绕组，绝缘等级为 F 级，按自然冷却设计、考 核，运行最大温升不超过 100 K，另外加装风扇。满足发电机最大连续输出容量下强励及 发电机各种运行工况的要求。 7 4.1.6 日常检查：励磁调节柜上“远控/近控”方式开关在“远控” ， “整流/逆变”方式开 关在“整流” 。调节器 A 套和 B 套工控机开关量 I/O 板上 DO#4 “运行”灯闪烁，人机界 面上的通讯指示灯正常闪烁，调节器选择 A 套运行、B 套备用，且 A、B 套都处于自动 方式。前面板上“A 通道运行” 、 “B 通道备用”指示灯亮，人机界面上的“自动”指示灯 点亮。 4.1.7 发电机的自动励磁调整装置若需要退出，必须经中调同意。 5 发电机日常维护操作发电机日常维护操作 5.1 发电机测量绝缘的规定 5.1.1 发电机在起动前或停机后，应测量发电机及励磁回路各部分绝缘电阻值，并记入绝 缘记录簿。 5.1.2 发电机如果电气回路无工作，且停机时间不超过 120 小时，启动前可不测绝缘电阻， 但停机后必须测量，以便与上一次阻值相比较。 5.1.3 定子通水状态下，用发电机专用绝缘仪测定定子绕组绝缘，吸收比 R60R151.3 ，阻值与上次比较不应低于上次的 13 15。 5.1.4 发电机转子绕组绝缘用 500 V 绝缘仪进行测量，其绝缘电阻大于 10 M。 5.1.5 禁止用绝缘仪对微机调节柜、整流柜测量绝缘电阻，如必须测量时由检修人员进行， 并采取相应的措施，以防有关设备损坏。对励磁变低压侧测量绝缘电阻时，应先将整流桥 交流进线电源闸刀断开。 5.2 发电机启、停的规定发电机启、停的规定 5.2.1 发电机启动前检查进行如下项目检查： 5.2.1.1 检查无影响机组启动的工作票，无妨碍机组启动的安全措施； 5.2.1.2 检查发变组系统各部完好，无杂物，无妨碍送电物，设备及小间门已关闭； 5.2.1.3 检查发电机氢气压力、纯度、湿度合格，氢气冷却器运行正常； 5.2.1.4 检查发电机内冷水压力、纯度、流量合格； 5.2.1.5 检查发电机封闭母线微正压装置运行正常； 5.2.1.6 检查继电保护及自动装置符合投运条件； 5.2.1.7 按 5.1 条规定测量发电机各部绝缘合格。 5.2.2 发变组启动前试验项目： 5.2.2.1 空载特性试验（根据需要） ； 5.2.2.2 短路特性试验（根据需要） ； 5.2.2.3 发电机断水保护试验； 5.2.2.4 整体气密性试验（根据需要） ； 5.2.2.5 主开关，励磁开关，6 kV 工作、备用电源开关拉、合闸试验； 5.2.2.6 柴油发电机联动试验； 5.2.2.7 UPS 电源切换试验； 5.2.2.8 主变、高厂变、启备变冷却器电源切换试验； 5.2.2.9 机组大连锁试验。 5.2.3 发变组恢复备用规定 5.2.3.1 投入发变组 A、B、C 屏的直流电源及电压空开，保护装置正常； 5.2.3.2 检查发变组保护柜压板投入正确； 5.2.3.3 检查发变组出口开关在分闸状态，气、油压正常，控制空开及汇控柜各小开关合 闸完好，合上发变组 220kV 母线刀闸； 5.2.3.4 投入主变、高厂变、励磁变冷却器，检查冷却器运行方式正确； 5.2.3.5 合上主变中性点接地刀闸； 5.2.3.6 发电机出口 PT、高厂变分支 PT 正常投入； 5.2.3.7 检查封闭母线微正压装置运行正常。 5.2.3.8 将 6 kV 工作电源进线开关摇至“试验”位置，取下其操作电源； 5.2.3.9 励磁系统恢复备用，合上励磁系统进线柜内交流刀闸。 5.2.4 发变组并网规定 5.2.4.1 发电机同期装置为深圳智能设备开发有限公司的 SID-2CM 型发电机线路复用微机 同期装置。发电机正常采用自动准同期方式并网，主值操作，单元长监护；除极热态启动 时升压方式为正常升压外，其余情况均采用零起升压方式。手动准同期并网方式只有当自 动同期故障时，经厂部批准，由单元长操作，值长监护。 9 5.2.4.2 机组大修后或发变组一次回路有拆、接线工作时，并网前应进行核相工作； 5.2.4.3 发电机、系统电压二次回路有变动或同期回路有工作时，应在假同期试验正常后， 方可并网。 5.2.4.4 发电机并网条件 a） 发电机与系统电压基本一致或发电机略高于系统电压，但不应超过 10%； b） 待并发电机的频率与系统频率差不大于 0.125Hz； c） 发电机与系统电压相位差不超过 10。 5.2.5 发电机自动准同期并网操作规定 5.2.5.1 检查确认发变组已恢复热备用，无异常报警信号。 5.2.5.2 发电机并网前应征得调度同意。 5.2.5.3 检查发电机转速为 3000 rmin。 5.2.5.4 检查主变高压侧中性点接地刀闸在合闸位置。 5.2.5.5 检查 AVR 控制方式在“自动”，确定 AVR 的起励升压方式。 5.2.5.6 检查发电机同期屏内“手动/自动选择开关”在“自动”位。 5.2.5.7 合上灭磁开关，发 “起励”令，检查发电机建励成功，调节发电机电压至 20 kV， 检查发电机定子三相电流平衡，为主变空载电流和发电机自励磁电流约 50 A 左右。 5.2.5.8 检查发电机空载励磁电压、电流正常（发电机额定空载励磁电压 113V、额定空载 励磁电流 987A） ，发电机零序电压、负序电流约为零。 5.2.5.9 在 DCS 中选择“同期控制”，点击“投入”，联系投入 DEH 画面的“自动同期” ，检 查自动准同期装置电源投入指示灯亮。 5.2.5.10 检查自动准同期装置自动调节发电机频率、电压正常。 5.2.5.11 查 220 kV 发变组出口开关自动合闸良好，并复位该开关。 5.2.5.12 发电机定子三相电流正常，机组负荷自动升至初负荷 15 MW 左右，调节励磁无 功。 5.2.5.13 复位自动准同期装置并退出。 5.2.5.14 发电机并网后，根据调度要求进行 220 kV 主变中性点接地刀闸的倒换操作，并 应详细检查发变组一次系统；二次回路根据一次系统方式进行相应的调整、切换。 5.2.6 发电机手动准同期并网操作规定 5.2.6.1 检查确认发变组已恢复热备用，无异常报警信号。 5.2.6.2 发电机并网前应征得调度同意。 5.2.6.3 检查发电机转速为 3000 rmin。 5.2.6.4 检查主变高压侧中性点接地刀闸在合闸位置。 5.2.6.5 检查 AVR 控制方式在“自动”，确定 AVR 的起励升压方式。 5.2.6.6 检查发电机同期屏内“手动/自动选择开关”在“手动”位。 5.2.6.7 合上灭磁开关，发 “起励”令，检查发电机建励成功，调节发电机电压至 20 kV， 检查发电机定子三相电流平衡，为主变空载电流和发电机自励磁电流约 50 A 左右。 5.2.6.8 检查发电机空载励磁电压、电流正常（发电机额定空载励磁电压 113V、额定空载 励磁电流 987A） ，发电机零序电压、负序电流约为零。 5.2.6.9 按下同期装置屏上“启动同期”按钮，检查自动准同期装置电源投入指示灯亮，同 步表显示正确，联系投入 DEH 画面的“自动同期” 。 5.2.6.10 在同期屏手动调节发电机频率、电压正常，检查#1 发电机同期屏同步表“压差”、 “频差”灯不亮。 5.2.6.11 当同步表指示约 10 秒转一圈，且相角为-10-15 度时，按下“手动合闸”按钮，查 220 kV 发变组出口开关自动合闸良好，并复位该开关。当同步表出现转动太快、跳动、停 滞、逆时针转动等现象时，禁止合闸。 5.2.6.12 发电机定子三相电流正常，机组负荷自动升至初负荷 15 MW 左右，调节励磁无 功。 5.2.6.13 退出准同期装置。 5.2.6.14 发电机并网后，根据调度要求进行 220 kV 主变中性点接地刀闸的倒换操作，并 应详细检查发变组一次系统；二次回路根据一次系统方式进行相应的调整、切换。 5.2.7 发电机并网后规定 5.2.7.1 发电机并网后即带 5% 初负荷，注意调整发电机无功，投入氢气冷却器。 5.2.7.2 发电机并网后及时退出发电机误上电保护、启停机保护压板，投入发变组保护跳 母联开关和启动失灵压板。检查主变、高厂变冷却器运行情况。检查安稳装置主机屏上相 11 应机组允切压板和从机屏上的机组跳闸出口 1、2 压板放上； 5.2.7.3 发电机并网后按汽机负荷曲线增加有功； 5.2.7.4 发电机并网升负荷过程中，应注意监视发电机定子冷却水系统、氢气冷却系统以 及定、转子铁芯温度的变化情况； 5.2.7.5 及时记录发变组并网后的各参数； 5.2.7.6 机组稳定运行后，负荷为 5070 MW 左右时，应将 6 kV 厂用电倒为工作电源。 5.2.7.7 机组运行正常后，根据值长令，将 AVC 下位机屏的相应机组控制方式切至“投入” ， 放上机组增磁、减磁压板，在 DCS 发电机励磁画面点击“AVC”按钮，弹出界面选择“允许” ，检查 AVC 调节发电机励磁正常。 5.2.8 发电机的解列、停机规定 5.2.8.1 发电机解列前根据值长令在 DCS 发电机励磁画面点击“AVC”按钮，弹出界面选择 “复归” ，将 AVC 下位机屏的相应机组控制方式切至“退出” ，取下机组增磁、减磁压板； 5.2.8.2 负荷为 5070 MW 左右时应将 6 kV 厂用电倒为备用电源运行，退出 6 kV 厂用快 切装置； 5.2.8.3 发电机解列前应投入主变中性点接地刀闸； 5.2.8.4 发电机正常解列，将有功负荷降至最低值，汽机打闸，发电机程序逆功率动作， 检查发电机出口开关自动断开，灭磁开关联跳，检查发电机电压、电流、励磁电压为零。 5.2.8.5 发电机停运解列后应将发变组 220 kV 母线侧刀闸拉开，6 kV 工作电源进线开关拉 至“试验”位置。 5.2.8.6 发电机停机后应检查主变、高厂变冷却器停运。 5.2.8.7 发电机解列后投入发电机误上电保护、启停机保护压板，退出发变组保护跳母联 开关和启动失灵压板。 5.2.8.8 发电机停机后氢气冷却器应退出运行。 5.2.8.9 发电机停机后按规定测量发电机各部绝缘合格，并做好记录。 5.3 发电机正常运行中的监视、调整规定发电机正常运行中的监视、调整规定 5.3.1 发电机正常运行中监视各参数在规定值范围内运行； 5.3.2 发电机正常运行中监视各部温度、温升在规定值范围内； 5.3.3 发电机调整负荷时应注意电压、电流、有功、无功之间联系，考虑其相互影响； 5.3.4 发电机每班重点进行如下项目检查： 5.3.4.1 发变组保护装置运行正常； 5.3.4.2 发电机滑环表面无变色、过热现象，其温度不大于 120，碳刷无冒火、卡涩、过 短现象，接轴及接地碳刷接触良好； 5.3.4.3 励磁系统各监测装置显示正常，各功率柜输出电流应平衡，冷却风机运行正常； 5.3.4.4 励磁回路无过热现象；封闭母线微正压装置运行正常，外壳温度正常； 5.3.4.5 励磁变压器、发电机中性点变压器运行正常。 5.3.4.6 各在线检测装置（氢气湿度仪、纯度仪、绝缘过热检测装置、局部放电监测装置） 运行正常。 5.3.5 每日由化学专业对发电机氢气纯度、湿度进行分析； 5.3.6 每月进行一次发电机实际漏氢量测试； 5.3.7 每月定期对发电机滑环进行吹灰。 5.4 在运行中发电机滑环上工作规定在运行中发电机滑环上工作规定 5.4.1 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；工作时应穿工作服，禁止穿短袖衣服或把衣袖卷起来。衣袖要在手腕处扣住。 女工还应将辫子或长发卷在帽子里。 5.4.2 工作中不得同时接触不同极性的导体，或一处触及导体一处触及接地部分。 5.4.3 更换碳刷时，应确认其它碳刷接触良好，不得两人同时进行；运行中一次更换碳刷 数量不得超过碳刷总数 1/4（启动前更换不在此限制范围内） ；新旧碳刷型号应一致，新碳 刷和滑环接触面在 80%以上，新碳刷应事先研磨好，不允许把碳刷放在刷握内用加大压力 的方法在滑环上研磨； 5.4.4 励磁系统一点接地时，未经值长批准，滑环上不允许工作。 5.5 发电机附属设备发电机附属设备 5.5.1 发电机绝缘过热监测装置 5.5.1.1 发电机配有 FJR-A 型发电机绝缘过热监测装置，当发电机运行中发生局部过热， 导致绝缘材料受热分解，分解产物被氢气带入监测装置，使电离电流大幅度下降。故电离 13 电流正常在 100%125%，降低到 75%报警。此时结合其它检测情况综合判断，提早采取相 应措施，防止故障扩大。 5.5.1.2 发电机绝缘过热监测装置尽量随同发电机一起进行气体置换，严防油进入监测装置， 否则将造成装置无法工作。投入时先开进、出口一次门、排污门，排尽进、回氢管中油污， 关闭排污门，再缓慢打开装置进、出口二次门；退出时先关进、出口二次门，再关一次门。 5.5.1.3 发电机绝缘过热监测装置报警后，及时通知专业维护人员打印故障曲线供分析，检 查装置内有无油、氢气流量，检查发电机的湿度、风温及各温度测点，启动装置过滤器看 电离电流是否有大的增加（如增加则说明系氢气内含杂质导致误报） 。确认故障存在后，停 运装置取下取样管，送厂家做色谱分析。 5.5.1.4 绝缘过热故障是一个逐渐发展的过程，注意报警频次和数据的记录，供分析判断。 5.5.1.5 发电机绝缘过热监测装置内有放射源，如发生污染不能使用，必须通知厂家处理， 不得自行拆卸。装置报废时，通知厂家回收。 5.5.2 发电机局部放电在线监测装置 5.5.2.1 我司发电机配备 W-PD60 型发电机局部放电在线监测装置，在发电机机端三相出线 处装设局部放电检测设备，装置对检测到的局部放电进行过滤、处理，当发生绝缘损坏时， 及早报警，尽早安排检修，避免事故扩大。 5.5.2.2 发电机局部放电在线监测装置启停由电气维护人员操作。 5.5.2.3 发电机局部放电在线监测装置报警后，及时通知专业人员分析。 6 发电机异常运行及事故处理发电机异常运行及事故处理 6.1 发电机异常运行和事故处理基本原则发电机异常运行和事故处理基本原则 6.1.1 发电机事故处理原则 6.1.1.1 发电机发生事故时，应根据保护动作和自动装置动作情况，迅速查明整个电气系 统运行状态，依据保人身和设备安全的原则进行处理。在对系统运行方式不清楚的情况下， 不得盲目处理，防止事故扩大； 6.1.1.2 事故情况下，迅速隔离故障点，保证厂用电的正常运行或尽快恢复厂用电运行； 6.1.1.3 事故情况下，应密切监视保安电源及直流系统状况，了解发展趋势； 6.1.1.4 应有专人详细记录事故发生的时间、现象、保护动作情况、及事故操作； 6.1.1.5 事故发生时不得人为干预保护、自动装置、事故记录仪的工作，不得修改和删除 任何记录。 6.1.2 发电机发生如下情况之一，应立即解列、停机。 6.1.2.1 发电机内有摩擦声、撞击声或振动突然增大超过厂家规定值时； 6.1.2.2 发电机机壳内氢气发生爆炸或冒烟着火时； 6.1.2.3 发电机出线套管、中性点接地装置内有氢气泄漏侵入发生爆炸或冒烟着火时； 6.1.2.4 发电机内部故障保护装置或开关拒动时； 6.1.2.5 发电机外部发生长时间的短路故障保护未动作，发电机定子三相电流表指针到刻 度最大极限位不下降，定子电压剧烈降低无法维持且发电机后备保护拒动时； 6.1.2.6 汽轮机发生危险时； 6.1.2.7 发电机出线侧 PT、避雷器或中性点接地装置着火冒烟威胁到机组安全运行时； 6.1.2.8 励磁系统发生两点接地并伴有发电机剧烈振动，转子电流急剧增加超过额定值； 6.1.2.9 发电机发生失磁引起系统振荡，无法消除； 6.1.2.10 发电机定子线圈引出线侧漏水并伴随有发电机定子接地现象，且发电机定子接地 保护拒动时； 6.1.2.11 发电机额定负荷发生内冷水断水已达 30 秒钟而不能恢复供水，且发电机断水保 护拒动时； 6.1.2.12 发电机密封油中断，且不能迅速恢复; 6.1.2.13 发生危及人身安全和设备安全的其它事故。 6.1.3 发电机发生如下情况之一，应申请停机。 6.1.3.1 发电机无保护运行短时无法恢复； 6.1.3.2 发电机某部分温度、温升超过允许值，经采取措施无效； 6.1.3.3 发电机转子电流超过额定值，而无功功率较低，判断为转子匝间短路； 6.1.3.4 发电机氢压无法维持； 6.2 发电机异常运行现象及处理发电机异常运行现象及处理 6.2.1 发电机定子电压、频率异常： 15 6.2.1.1 发电机定子电压异常： a）辅以 220kV 母线电压、高厂变 6kV 分支电压等参数综合判断，确认电压测量正确， 如为 PT 故障，按相关规定处理；若为励磁系统故障引起发电机电压异常，按励磁调 节器故障有关规定处理。 b）机端电压高于额定值的 10%（22 KV）时，应降低励磁，若过电压保护动作，按跳 机处理；机端电压达 130%，保护拒动时立即手动解列。过电压未到保护动作值，手 动调整励磁、降低定子电压； c）若机端电压低于额定值的 10%（18 KV）时，尽可能增加无功出力，必要时根据电 网情况可适当降有功负荷，以便多发无功；当电压过低影响厂用电运行时，6kV 工作 段宜倒换为备用电源运行，通过调节有载调压装置保证厂用电正常运行； d）经以上调整仍不能恢复到规定范围内时，应汇报值长联系调度处理。 6.2.1.2 发电机频率异常： a） 发电机频率高于 50.2 HZ 时，应汇报值长，联系调度降低机组出力。 b） 发电机频率低于 49.8 HZ 时，应汇报值长联系调度，提高机组出力至频率正常或 出力加至最大。 c）调整机组出力操作时由机组监盘人员进行，电气值班人员监视母线电压、频率，尽 可能调整到规定的范围内运行，并不得阻碍一次调频动作。 6.2.2 发电机定子线圈和铁芯温度、转子温度、进出风温度或温升不正常： 6.2.2.1 发电机定子线圈出水温度或温升不正常升高，应着重检查内冷水压力是否降低、 流量是否减少、内冷水冷却水是否正常。当超过允许值时，应根据系统电压或频率情况， 降低无功或有功负荷。 6.2.2.2 发电机定子铁芯、转子温度或温升不正常，应着重检查氢压是否过低，冷却水压 力、水温是否正常，三相电流是否平衡。 6.2.2.3 定子线棒最高与最低温度间的温差或定子线棒引水管出水温差达 10时，应加强 监视并查明原因，此时可降低负荷。一旦定子线棒温差或定子线棒引水管出水温差达 14， 或任意定子槽内层间测温元件温度超过 90或线棒引水管出水温度超过 85时，在确认测 温元件无误后，应立即停机，进行反冲洗及有关检查处理。 6.2.3 发电机转子过负荷： 6.2.3.1 现象： a） AVR 可能会出现“过励限制”信号； b） CRT 出现“转子过负荷”信号； c） 发电机无功功率读数值升高，发电机定子三相电流读数值升高。 6.2.3.2 处理： a） 若由系统引起时，可按规定值进行监视； b） 若因强励动作引起，10 秒钟后应自动排除强励，否则手动将其减至正常值。当故 障消除后应复归信号，对励磁回路全面检查； c） 若因 AVR 装置自动励磁调节回路故障引起，应立即切换 AVR 调节通道，调节发 电机定转子电流至正常值，并及时联系检修人员进行解决处理。 6.2.4 发电机定子过负荷： 6.2.4.1 现象： a） 发电机定子电流超过额定值，CRT 出现“对称过负荷” 信号； b） 转子电流、电压可能超过规定值； c） 发电机定子电压、频率可能都有会降低。 6.2.4.2 处理： a） 若由系统引起的可按规定严密监视表计，特别是各部分温度不超限。时间超限时 立即将负荷降至正常值； b） 若过负荷因强励误动引起，立即切换 AVR 调节通道，汇报值长和单元长联系维 护人员检查处理强励误动的故障。 6.2.5 发电机定子三相电流不平衡及非全相： 6.2.5.1 现象： a） 发电机三相定子电流不平衡，220kV 系统开关可能有“开关非全相”报警； b） 机组振动相应增大，可能会超过正常值； c） 发电机负序电流指示升高， “发电机不对称过负荷”光字牌亮。 6.2.5.2 处理： a） 检查发电机负序电流值，是否来“不对称过负荷定时限”信号，并观察主变变高侧 17 及并列运行发电机三相电流是否平衡，发电机是否振动；判断定子电流采集、显示回 路是否正常。 b） 三相定子电流不平衡非二次回路引起，应立即降低定子电流，直至三相定子电流 差值不超过额定电流的 10%，任一相电流不超过额定电流； c） 当发变组主开关发生非全相，非全相保护应动作出口跳本开关，仍不能消除非全 相则失灵保护跳开该段母线上所有开关；如保护拒动立即手动断开发变组主开关，如 还不能消除主开关非全相状态，则应立即手动断开该段母线上所有开关，切换机组厂 用电时应采取手动断开工作电源开关，让快切动作合备用电源开关的方法； d） 联系调度确认是否因系统发生不对称故障引起，按调度令执行； e） 检查发变组一次系统各回路是否有异常现象。 6.2.6 发电机 PT 断线 6.2.6.1 现象： a） 有功、无功、定子电压表指示可能下降； b） 报警组、光字牌及发变组保护、AVR 发相应的“PT 断线闭锁”信号； c） 如断线发生在 AVR 励磁运行通道所用的压变，则 AVR 发断线信号，自动励磁调 节器从该通道自动无扰切至下一通道运行。 6.2.6.2 处理： a） 1PT 故障时检查励磁 A 通道自动切换至 B 通道，退出发变组 A 柜发电机匝间、失 磁、失步、过激磁、逆功率、程跳逆功率保护； b） 2PT 故障时如为励磁 B 通道运行，则应自动切换至 C 通道，退出发变组 B 柜发电 机匝间、失磁、失步、过激磁、逆功率、程跳逆功率保护； c） 3PT 故障时，退出发变组 A、B 柜发电机匝间保护； d） 检查发生电压断线压变，如断线是由于次级熔断器熔断引起，可以试送一次；试 送不成，应联系检修查明原因并设法消除。如检查断线是由于 PT 初级熔丝熔断，应 拉开该压变，检查无异常后取下压变初级熔丝，并进行更换、恢复。试送不成，应联 系检修查明原因并设法消除； e） 1PT 断线记录电度表异常时间，计算发电量； f） 有功、无功测量异常期间，热机保证机组参数稳定，不作大的调整，解除与机组 功率有关的自动控制功能； g） 处理结束后， 恢复退出的保护及自动装置。 6.2.8 发电机 CT 回路断线 6.2.8.1 现象： a） 测量用 CT 回路故障时，定子电流、有功、无功等表计指示可能降低或为零。有 功、无功电度表异常； b） “发变组电流回路断线”光字牌亮； c） 保护用 CT 回路故障时，保护将闭锁； d） 故障处有火花及放电声，故障 CT 本身有异响或冒烟、着火。 6.2.8.2 处理： a） 测量用 CT 回路故障时，负荷不得调整，热机保证机组参数稳定，解除与机组功 率有关的自动控制功能； b） 保护用 CT 回路故障时，将该回路所带保护退出。 c） 通知检修进行处理； d） 运行中无法处理时，应申请停机处理。 6.2.9 发电机出现“励磁回路一点接地”信号时，应对励磁系统进行全面检查，测量确系有 接地故障时，申请停机。未停运期间，若为稳定性的金属接地，应投入两点接地保护，在 转子两点接地保护投入期间，严禁在励磁回路工作。当转子回路一点接地的同时或在查找 一点接地的过程中，若机组有欠励或失步情况时，则认为一点接地发展为两点接地，或者 有发电机漏水时，均应将发电机紧急解列灭磁。 6.3 发电机事故处理 6.3.1 发电机零起升压检查故障设备时应遵守下列原则： 6.3.1.1 试验前应查明被试设备确无电压，其它电源确已断开，PT 正确投入，合上主变中 性点地刀及发电机中性点接地变压器刀闸； 6.3.1.2 零起升压前设定 AVR“零起升压”投入，检查电压给定在 10%，升压应缓慢进行 并密切监视发电机三相定子电流、转子电流读数情况，无故障时额定电压下，定子电流应 19 为主变空载电流和发电机自励磁电流约 50 A 左右； 6.3.1.3 检查发电机空载励磁电压、电流正常（发电机额定空载励磁电压 113V、额定空载 励磁电流 987A） ，发电机零序电压、负序电流约为零。 6.3.1.4 在升压过程中若发现发电机三相定子电流指示超过空载值及发电机定子电压升不 起来时，发电机及励磁机系统均在正常完好的情况下运转，则说明被测试的设备有接地或 相间短路故障。此时应立即将发电机定子电压、电流降至零位停止发电机零起升压测试的 操作，全面检查被测试的设备查找出故障点进行处理； 6.3.1.5 若零起升压至额定值（20 KV）经 515 分钟的耐压时间，被测试设备没有发生异 常情况和现象时则认为该设备是完好正常的。 6.3.2 发变组主开关运行中跳闸 6.3.2.1 现象： a） 警铃响、喇叭叫，发变组主开关及励磁回路开关自动跳闸，CRT 中开关绿闪。 b） 6 kV 厂用工作分支开关跳闸，开关绿闪。6 kV 备用电源分支开关自动投入运行， 开关红闪。 c） CRT 中发变组各表计指示值全部回零； d） 相应的发变组保护动作信号报警； 6.3.2.2 处理： a）当发电机出口开关自动跳闸后，首先检查各指示仪表有无明显的故障象征，检查励 磁开关是否跳闸，若不跳闸应手动断开励磁开关； b） 优先恢复厂用电。6 kV 厂用工作分支开关跳闸后若 6 kV 备用分支开关未自投时， 检查发变组、启备变保护 A、B 柜无“高厂变、启备变分支过流”及“高厂变、启备 变分支零序”保护动作信号，可手动抢合一次，同时应及时检查各低压厂用段运行情 况，尤其是保安段。 c） 检查发变组保护动作情况并对发变组系统进行全面的外部检查。 d） 若属电网造成的系统故障，引起开关失灵保护、220 kV 母线保护、发变组后备保 护动作导致发变组主开关跳闸时，待故障点隔离后根据值长命令可将发变组重新启动， 升压并网恢复其正常运行工况。 e） 若属运行人员误碰或误操作引起发变组主开关自动跳闸时，应立即将发变组重新 启动，升压并网恢复正常运行工况。 f） 若属励磁系统故障引起发变组主开关自动跳闸时，应对励磁系统进行详细的检查， 视具体情况再作相应的处理； g） 若属主变压器冷却装置全停引起发变组主开关自动跳闸时，应设法恢复冷却器运 行，待冷却装置运行正常后将发变组重新启动，升压并网恢复正常运行工况。 h） 若属“断水”保护动作引起发变组主开关自动跳闸时，应与热机值班人员紧密配合 设法尽快恢复发电机定子线圈内冷水系统的正常运行，待发电机内冷水系统恢复正常 后将发变组启动升压并网恢复正常运行工况。 i） 若属发变组内部故障保护如差动保护动作，引起发变组主开关自动跳闸时，应对 发变组及有关设备和保护范围以内的电气各回路进行详细检查；如果没有发现明显的 短路烧伤痕迹也没有发现放电火花烧伤点痕，现场也没有冒烟着火、绝缘焦臭味等明 显的情况。根据故录仪和保护动作记录作初步分析判断，并且测量发变组绝缘合格， 汇报公司主管生产领导，同意后进一步作发电机零起升压测试检查，若仍未发现异常 现象时则可将发变组并网恢复正常运行工况。若发电机零起升压测试检查中发现明显 的故障迹象，应立即灭磁停机。 6.3.3 发电机振荡或失去同步 6.3.3.1 现象： a） 发电机三相定子电流有规律的剧烈变化并超过额定值； b） 发电机定子电压、厂用母线电压发生剧烈的变化，通常电压降的较低； c） 励磁电流、励磁电压剧烈的变化； d） 发电机有功功率、无功功率随时着振荡周期有规律变化； e） 220 kV 线路表计相应摆动； f） 发电机随着振荡摆动规律发出有节奏地低沉的轰鸣声； g） 可能出现保护动作的报警信号； h） 在发电机定子电压摆动过程中，可能会引起强励动作； i） 如失步保护动作， “发变组失步”报警，当判定振荡中心在区内时出口跳机。 21 6.3.3.2 处理： a） 汇报调度，判明为系统振荡引起还是本厂机组失步引起，针对具体情况进行相应 的处理； b） 立即增加各台并列运行发电机励磁，提高母线电压，为平抑振荡创造条件。 c） 机组因本机原因引起失步时，应立即增加励磁，降低有功争取将失步的发电机拉 入同步；如为发电机误并列、失磁引发剧烈振荡，立即解列故障机组； d） 若经采取上述措施处理仍不能拉入同步时，应将失步机组与系统解列，查找和消 除造成机组失步的原因，待机组稳定后重新并网运行； e） 若是由于系统振荡引起则应根据调度命令按全网统一的处理步骤进行处理； f） 若在振荡过程中引起保护动作跳闸，则按 6.3.2 款规定处理。 j） 系统引起的振荡：本厂并列运行机组各表计摆动方向一致；机组失步引起的振荡： 失步机组各表计摆动方向与并列运行机组各表计摆动方向相反，且摆动幅度大。 6.3.4 发电机失磁： 6.3.4.1 现象： a） “失磁”报警，机组触发 RB，自动减负荷； b） 发电机无功功率读数到负值，有功功率读数相应的有所降低； c） 发电机三相定子电流读数略有升高并摆动，发电机定子电压读数降低并摆动； d） 若发电机转子励磁回路开路，转子电流读数到零，转子电压升高；若转子回路短 路，则转子电压降低电流可能升高； e） 若发电机定子电压低到厂用电切换值时，6 kV 厂用工作分支开关跳闸，6 kV 备用 电源分开关自动投入运行； f） 若发电机失磁后达到规定时间时或系统电压低到动作值，发“失磁保护动作”信号， 发变组主开关自动跳闸； g） 其它机组强励可能动作，可能引起系统振荡。 6.3.4.2 处理： a） 若是由于 AVR 装置自动调节回路故障引起时，应立即切换通道方式，使发电机 励磁恢复正常； b） 若失磁保护已动作跳闸时，应按条款 6.3.2 规定进行处理。 c） 若发电机失磁由于灭磁开关误跳造成，而主开关又未跳闸，应立即将发电机有功 功率降至系统允许值，试合灭磁开关，若灭磁开关合不上，应立即汇报值长，请示停机。 d） 失磁后发电机负荷在 60 秒内减至 60%，90 秒内减至 40%，确保发电机进入稳定 异步运行工况，发电机失磁运行时间不得超过 15 分钟。 e） 当失磁发电机引发系统振荡，或 220kV 电压下降至不允许，应立即将失磁发电机 解列。 6.3.5 发电机定子接地： 6.3.5.1 现象： a） CRT 发“定子接地”信号； b） 接地相电压降低，其他两相电压升高，发电机绝缘监测电压有显示。 c） 发电机定子基波接地保护动作时，CRT 出“定子接地跳闸”信号，厂用电自动切换， 发电机主开关跳闸，发变组逆变灭磁解列停机。 6.3.5.2 处理： a） 检查分析接地性质及故障范围，分析判断是属于间接接地还是属于直接接地，确 定是否需要停机处理。3 次谐波接地保护动作后，重点检查发变组中性点刀闸、中性 点柜内设备，以及发电机中性点电压二次熔丝。机组仍在运行中检查发变组回路时， 必须穿绝缘靴，带绝缘手套； b） 外回路检查未发现明显故障点，申请调度安排停机检查； c） 若定子接地保护已动作跳闸时，按保护动作进行处理。 6.3.6 发电机断水 6.3.6.1 现象： a） CRT 出“内冷水中断”信号，内冷水压力、流量异常； b） 发电机断水保护动作，厂用电自动切换，发电机主开关跳闸，发变组逆变灭磁解 列停机。 6.3.6.2 处理： a）立即降低发电机有功、无功负荷至零，密切监视发电机温度； 23 b）

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