2、发电机运行规程要点

1、第二章发电机运行规程第二章发电机运行规程12.1、 设备技术参数32.1.1、 发电机技术参数 32.1.2、 空气冷却器技术数据 42.1.3、 轴流风机一电机组技术参数 42.1.4、 电加热器技术数据 42.2、 发电机运行参数 52.3、 正常运行方式52.4、 机组一般操作82.5、 发电机运行注意事项 142.6、 发电机部分巡回检查 162.6.1、 灯泡头巡回检查项目 162.6.2、 机组测温制动柜巡回检查项目 162.6.3、 油压装置控制柜巡回检查项目 172.6.4、 机组二次电源控制箱巡回检查项目 172.6.5、 机组现地LCU屏巡回检查项目 172.7、 发电机检

2、修安全措施 172.7.1、 进入灯泡头内检查或处理工作时，应做好以下安全措施 172.7.2、 发电机计划性检修应做好以下工作 172.8、 故障处理182.8.1、 发电机过负荷 182.8.2、 发电机温度过高 192.8.3、 过（欠）励磁192.8.4、 PT一次断线及 PT二次断线 202.8.5、 定子单相接地 202.8.6、 转子一点接地 212.8.7、 转子两点接地 222.8.8、 集电环环火222.9、 事故处理222.9.1、 正（反）推力瓦温过高222.9.2、 发电机径向瓦温过高 232.9.3、 空冷器冷风温度过高 232.9.4、 发电机纵差保护动作 242

3、.9.5、 过电压保护动作 242.9.6、 复压过流保护动作 252.9.7、 励磁变过流保护动作 262.9.8、 逆功率保护动作 262.9.9、 失磁保护动作 272.9.10、 发电机非同期并列 272.9.11、 系统振荡282.9.12、 发电机励磁回路断线 282.9.13、 发电机事故过负荷 292.1、设备技术参数2.1.1发电机技术参数名 称技术参数单位备注型号SFWG1178/7150型式卧轴悬挂式、两支点、 强迫风冷定子外（内）径小 7150 (6630)mm定于重量90.5t转子外径6614mm磁极数78个额定容量12222.2/11000KVA/KW最大容量222

4、22.2/20000KVA/KW相数3额定电压10.5KV额定电流672A额定功率因数0.9滞后额定转速76.9r/min飞逸转速（协联）245r/min额定频率50Hz旋转力问从上游侧往下游侧看为顺时针方向接线方式Y定于中性点接地方式冷却方式密闭自循环空气冷却励磁电压250/310V(1.1M/2M)励磁电流610/770A(1.1M/2M)空载励磁电压124/124V(1.1M/2M)空载励磁电流443/443A(1.1M/2M)定子/转子绝缘等级F/ F励磁方式自并激静止可控硅飞轮力矩（gD）>33002t.m额定效率>97%测速方式残压测频正向水推力3250kN反向水推力3

5、250kN短路比2.43/1.33(1.1M/2M)流道河水水温>30C不图于灯泡外径4)7700X 4)3905mm支承方式三支撑结构，转子为无轴结构正向推力 轴承型式悬挂式支柱球面支撑推力瓦10块冷却方式外循环冷却反向推力 轴承型式弹性支撑方式推力瓦10块冷却方式外循环冷却径1可轴承型式筒式油润滑轴承分半把合冷却方式外循环冷却制动风闸数量8个气动复位1.1.2、 空气冷却器技术数据名 称技术参数单位备注空气冷却器6台空气冷却器总进水量160ml/h冷却器最高进水温度30C冷却器工作水压0.20.4MPa2.1.3、轴流风机一电机组技术参数名 称技术参数单位备注轴型号流风机数量6台风风

6、机风压机风机风量型号电动机功率kW电电动机转速r/min动电压V机电流A接法风扇叶片数块2.1.4、电加热器技术数据名 称技术参数单位备注电加热器数量5台功率2kW电压380V接线方式Y2.2、 发电机运行参数1、发电机运行温度：定子： 运行：110 C 报警：115 C 停机：120 C转子（最高）：120 C如果运行温度超过允许值，须经厂部主管生产的领导批准，方可继续运行。且运行时间一年内不超过800小时。2、空气冷却器：1）冷风温度：出口 ： 40 C 报警：45 C停机：50 C2） 冷却水温度：30 C冷却水压力：0.2 MPa3）单台空冷器用水量：m3/h2.3、 正常运行方式1、

7、发电机正常运行方式应按上表所列的设备参数运行，一般不得超过额定值。2、发电机在额定参数下运行，发电机线圈、铁芯和轴承的最高温度不得超过 下表内规定：部位测量方法允许最高温度（C）定子线圈埋置检温计法120定子铁芯埋置检温计法120正反推力轴承检温计法65径1可轴承检温计法703、发电机在额定电压、额定频率、额定功率因数和水温30c的情况下，在105% 额定容量下可连续安全运行，但发电机绕组允许的最高温度如下：1）定子绕组允许最高温度110 C；2）转子绕组允许最高温度120 Co4、轴承监视监视运行中的振动和声响，定期测量机组各部分的摆度及振动值如下：1）径向轴承机架允许双幅振动量不超过0.1

8、2 mm；推力轴承支架处双振幅摆度不超过0.10 mm。2）集电环轴颈摆度不大于0.20 mm。5、绝缘监视1）定子绕组每相绝缘电阻伯：（2500V兆欧表）: 在换算至100c时，不于低于按下式计算的数值：5L端式中：UN-发电机额定线电压（V） Sn一发电机额定容量（kVA）各相绝缘电阻不平衡系数，是最大相绝缘电阻除以最小相绝缘电阻之值，不应 大于2;吸收比R 60/ R" 15>1.6,发电机定子绝缘电阻用 2500V摇表测量，在相同温度、湿度下，具值与投产时绝缘电阻值比较不低于1/31/5,初投产时定子绝缘见下表:机组名称1G2G3G4G温度CCCC湿度%绝缘值M CMM

9、 QM Q测量表计2500 V2500 V2500 V2500 V2）转子绕组绝缘电阻一般不小于 0.5MQ （用1000V或500V兆欧表）。3）集电环的绝缘电阻一般不小于 0.5MQ （用1000V或500V兆欧表）。4）凡所测绝缘电阻值低于规定值时，应报告值长、检修及厂部领导，查清原 因，处理好后才能将机组再投入运行。6、一般情况下各相电流均不得超过额定值，且当负序电流分量与额定电流之 比不超过12 %时，允许发电机长期运行。正常运行时定子两相电流之差不得超过额 定电流的20 %任何一相电流不得超过额定电流值。机组在短时间做不平衡试验时 不平衡电流不能大于额定电流的 25 %从带不平衡电

10、流到电流降至零为止，总共时 间不得超过5分钟。电流降至零后，必须经过10 min后方可再进行试验。7、发电机正常运行，电压变动范围应在额定电压 ±5 %以内，电压在此范围 内变动时发电机额定容量不变。各电压下相应电流如下：电压义动范围电压（kV）电流（A）-5%9.97705.6额定值10.5672+5%11.03638.48、发电机频率应在50± 0.2Hz范围内（如调度有临时规定，按调度规定执行）， 并入区域网（或孤立运行）时应在50 ± 0.5Hz范围内。9、机组带负荷，应躲过振动区域运行，并做到经济合理分配负荷。10、机组正常运行时，组合轴承（正推、反推、

11、径向）及水导轴承为动压运行， 此时轴承油膜由动压形成，即润滑油来自轴承高位油箱，借助于重力形成的压力差 经流量计和供油阀门，分别供给各轴承相应流量的润滑油，排油流至设在水轮机廊 道的轴承低位油箱，各轴承进油口的流量不得低于运行参数值。当机组转速低于 95 %额定转速时，轴承为静压运行，此时由高压油泵供给高压油，通至轴承轴瓦 下部的高压进油腔，用高压油将主轴顶起形成油膜，避免在低速时油膜破裂导致烧 坏轴瓦。11、电加热器在长期停机时使用。当长期停机时，加热器投入并保持发电机内 温度高于室温约5 C,以防止定子绕组受潮。12、发电机灭火系统采用压力喷头灭火方式，在定子的上、下游侧各装设灭火 水管，

12、为保证有效灭火，环管的进口压力应保证 0.30.5 MPa。13、发电机通风冷却系统为径向常压密闭循环，强迫通风冷却方式，具由 6台 轴流风机，6组空气冷却器组成。空气冷却器风机均装于定子前机架上。 6台风机 在自动位置时，机组开机命令发出后，将 6台风机投入运行。停机时，6台风机均 延时后停止运行。通风冷却循环方式：冷风由风机带入转子支架，经定子轴向通风孔、转子磁极 之间后，受热的空气回至空冷器，冷却后的空气再进入风机。14、制动粉尘及集电环处碳粉通过管道引至挡风板，通过吸尘器将粉尘吸走。15、制动装置由制动器、制动闸板和粉尘收集盒，压力信号器、管路、阀门及 控制装置等组成。采用压缩空气操作

13、的机械制动方式进行发电机制动。制动器在机 组转速降至35%额定转速时投入工作，制动时间不小于 60秒。1）制动系统气压：.正常制动时为0.50.7 MPa。2）制动装置控制方式：a）监控系统自动控制；b）现地LCU自动控制；c）现场手动控制。3）正常停机过程中制动系统不能自动制动时，应手动进行制动。手动制动不 行时，将机组开至空转，并通知检修人员处理，待制动系统恢复正常后再 停机。2.4、 机组一般操作1、机组的自动启动、停机均采用监控系统的“空转”、“空载”、“发电”、“停 机”为基本操作方式，操作过程中应注意对其流程的监视， 并根据简报信息判断开、 停机等操作是否正常。2、如需手动停机时，

14、应先将机组负荷（有功功率和无功率）减至零，然后跳 开发电机出口断路器解列，最后在励磁调节柜上手动按“灭磁”按钮，机组灭磁完 毕，确认无压后，方可手动操作停机。3、机组启动、停机方式：1）监控系统（上位机）控制操作。2）现地控制单元（LCU柜）自动控制操作。3）现地控制单元（LCU柜）现场分步操作。4）纯手动开、停机（经厂部同意后方可进行）。4、检修后的机组必须完成下列工作后方可启动：1）将机组出口断路器，励磁开关进行联动试验。试验时，出口断路器小车应 拉到“试验位置”，并注意自动回路及其保护回路的影响。2）收回机组及其附属设备所有工作票，拆除检修中的临时安全措施，恢复常设遮拦、标示牌等安全设施

15、。3）检修现场清理完毕，工作人员全部撤离，检修作业、安装验收交代清楚各项试验数据正常。4）测量定子、转子绝缘电阻并汇报值长。5）检查机组和有关保护及自动装置投入正确。6）监控系统现地控制单元（LCU投入正常运行。7）检查机组开机条件具备。8）机组启动应得到值长命令。5、机组启动前必须具备的预备开机条件：1）机组已在停机状态。2）轴承高位油箱油位正常。3）轴承低位油箱油位正常。4）机组无电气事故。5）机组无机械事故。6）发电机出口断路器在“分闸”位置。7）机组现地LCU屏上的选择开关位置及信号指示正确，自动准同期装置选择 开关在投入位。8）机组各保护投入，各压板位置正确。6、监控系统操作开机步骤

16、：上位机（或现地 LCUft虫摸屏）发“发电令”，辅助 设备、自动装置动作。1）开启机组冷却风机。2）机组润滑油供油电动球阀门打开，各轴承油流油压正常。3）冷却水、主轴密封水电动阀门开启，水压正常。4）高压油顶起油泵启动，油压正常。5）控制环锁锭拔出。6）轴承低位油箱润滑油泵起动。7）机组停机令未发。8）机组制动闸复位。9）开启空气围带排气电磁阀门排气。10）给调速器开机令。11）合灭磁开关。12）机组转速95 %额定转速，发电机起励建压；并且高压油泵停止13）电压上升至95 %额定电压，起励成功。14）投自动准同期装置。15）延时。16）同期合发电机出口断路器，点亮“发电运行”灯。17）退出

17、自动准同期装置。18）增加机组负荷。19）复归有关开出（相关指令）。注：值班人员应认真监视开、停机流程执行，如有异常及时处理。停机到开机准备方框图开机准备一空载一发电7、监控系统操作停机步骤：上位机（或现地LCU触摸屏）发“停机令”，辅助设备、自动装置动作。1） 机组减负荷（Pe = 0 MW Qg 0 Mvar）。2）跳发电机出口断路器。3）给励磁系统停机令，发电机逆变灭磁。4）给调速器停机令，导叶全关、桨叶关至起动角度。5）投入控制环锁锭。6）机组转速0 95痴定转速，启动高压顶起油泵。7）机组转速0 35痴定转速，投制动电磁阀。8）延时。9）投制动复归电磁阀。10）停润滑油泵、关冷却水电

18、动阀、空气围带充气（长时间停机）、停高压顶起 油泵、关润滑供油球阀。11）发电机冷却风机停运。12）复归有关开出（相关指令）。8、机组分步开机操作步骤：1）预备开机条件具备（见机组启动前必须具备的预备开机条件）。2）上位机（或现地LCH虫摸屏）发出“空转”令，监视机组至空转工况正常3）上位机（或现地LCUft虫摸屏）发出“空载”令；监视机组至空载工况正常4）上位机（或现地LCUft虫摸屏）发出“发电”令；监视机组至发电工况正常5）随时监视机组的开机并网流程，及时察看“简报信息”正常；6）根据调度要求，调整机组负荷；7）机组并网后全面检查一次。注：2）、3）二项可根据需要而定。9、机组分步停机操

19、作步骤：1）机组在发电状态。2）上位机（或现地LCU发出“空转”令，监视机组至空载工况正常。3）上位机（或现地LCU发出“空转”令，监视机组至空转工况正常。4）上位机（或现地LCU发出“停机”令；监视机组至停机状态正常。5）随时监视机组的停机控制流程，及时察看“简报信息”正常。6）机组全停后全面检查一次。注：、二项可根据需要而定。发电一空载一空转一停机2.5、 发电机运行注意事项1、值班人员要经常监视发电机各运行参数指示，分析机组运行状况。特别是 当天气突然变化、雷雨、设备缺陷、高峰负荷、系统改变等，要做好事故预想及反 事故措施。2、机组带负荷，应躲过振动区域运行，并做到经济合理分配负荷。值班

20、员应 定时记录机组运行时的各有关参数。3、备用机组的设备应视为运行设备，检查内容和项目与运行机组相同，以使 其经常处于良好状态，保证随时能启动运行。4、备用机组与运行机组应定期切换运行。备用机组停用时间不要太长。5、发电机首次启动前的操作及备用状态检查项目见下表：安装位置设备名称操作检查项目机 组主励磁 系统调节柜电源投入且正常，各指灯符合状态显示灭磁柜灭磁开关在合位，控制电源投入且正常， 各指小火止确功率柜控制电源投入正常，各指示灯正确，无故障信号控层调速器 系统调速器控制柜控制电源投入且正常，各彳营号指示知止 确，紧停在“复位”油压装置油压、油位正常，无渗漏油，各阀门位置止确油压装置控制箱

21、油泵动力电源投入，各信号正确，能自动启停测温制测温装置各表计显示正常制动系统制动闸复位，气压在规定值范围内局压开关室10.5kV 1(H)段母 线PT柜51 PT（52 PT）手车投入，PTW、彳氐压侧熔断 器投入。励磁变及其PT柜其手车投入，PTS、低压侧熔断器投入。机端PT柜其手车投入，PTS、低压侧熔断器投入。发电机出线柜手车投入，断路器断开，操作机构弹簧储 能正常，断路器储能保险投入，控制把手 正常置“远方”位置。中控室微机保护装置电源投入，电源监视灯亮，各信号指示正常。保护压板按要求投入。继电器完整、接点位置正确。直流屏柜电压、自检闪光灯正常，无异常信号，各 馈电开关位置止确。上位机

22、正常6、机组风闸因故退出时，禁止启动水轮发电机组。7、机组轴承温度或油温在负荷不变情况下升高明显，或每小时温升较大时,应检查轴承高位油箱油位及冷却水系统工作情况，并报告值长及时处理。发现油质变化时，应联系检修人员做油质化验。8、电加热器应在停机后投入。停机时间超过 24小时，灯泡头内湿度大于76 % 时除投入加热器外，还应开启轴流风机，以加强定子的空气对流。电加热器开机前 应及时退出。9、进行发电机定子干燥时，应将空冷器冷却水总阀关闭。10、无厂用电时，禁止进行机组的开、停机操作。11、备用机组应处于下列状态：1）进水闸门及尾水闸门全开。2）调速器工作正常，导叶全关，桨叶在启动角度位置。控制环

23、锁锭投入。3）机组压油装置工作正常。4）机组轴承低位油箱工作正常。5）机组冷却水系统工作正常，处于待用状态。6）机组制动装置工作正常。7）发电机灭磁开关在合闸位置。8）发电机励磁系统工作正常。9）发电机出口断路器手车投入，断路器断开。10）发电机励磁变及机端PT投入工作正常。11）发电机保护装置工作正常，保护压板投入正确。12）机组LCU单元工作正常。2.6、 发电机部分巡回检查2.6.1、 灯泡头巡回检查项目1、发电机在正常运行中各部件无松动，无异常响声和气味。2、冷却水压、流量正常，空气冷却器无结露、漏水现象。3、发电机流道盖板上无积水，螺钉无松脱。4、空冷器的轴流风机运转正常，风道无漏气

24、现象。5、集电环与碳刷接触良好，碳刷磨损小，无跳动及卡涩现象，碳刷无脱落及 冒火花现象，弹簧不变色，碳刷引线完好。6、受油器工作正常，无漏油现象。7、受油器上的桨叶反馈装置无异常现象。8、排水管道无堵塞，灯泡头底部无积水。9、各管路的阀门位置正确，管路法兰、阀门无漏油、漏水、漏气现象；管路 无异常振动。10、灯泡头内的照明正常。11、转子励磁电缆及其他电缆无异常现象。12、齿盘测速探头及电缆完好。2.6.2、 机组测温制动柜巡回检查项目1、各压力表指示正确。2、各阀门、管路及各部件联接良好，位置正确，无漏气现象。3、各压力传感器、压力开关及电磁阀引线完好。4、气水分离器各部完好，其内无积水，否

25、则应手动排除。5、各安全阀工作正常。6、机组转速表指小正确。7、机组各温度指示正常。8、机组振动、摆度在线检测正常。2.6.3、 油压装置控制柜巡回检查项目1、油压装置控制箱面板上电源指示 PL1（电源1）、PL2（电源2）灯亮；2、压力油泵控制开关SA幺SA2置“自动”位置；3、压力油泵控制电源监视继电器动作，电源开关QF投入；4、各继电器、磁力起动器位置正确；各引线完好、无过热现象；5、各信号指示灯正常，无故障信号。2.6.4、 机组二次电源控制箱巡回检查项目1、机组二次电源控制箱进线开关在合闸位置。2、调速器柜、机组现地LCU励磁调节及控制柜等的电源开关均在合闸位置。3、各开关引出线完好

26、，无过热现象。2.6.5、 机组现地LCU屏巡回检查项目1、面板上的电源指示灯指示正常。2、各选择开关位置正确。3、各信号指示灯正常，无故障信号。2.7、 发电机检修安全措施2.7.1、 进入灯泡头内检查或处理工作时，应做好以下安全措施1、机组在停机状态。2、调速器改“手动”，导叶全关。压力油槽供油 总阀门1101全关（根据需要 确定）。3、调速器事故电磁阀投入。4、控制环锁锭投入。5、发电机出口断路器手车在退出位置。6、发电机灭磁开关在分闸位置。7、在所有拉开的开关和关闭的阀门上悬挂“有人工作，禁止操作”标示牌。8、视具体工作要求，决定是否投入制动风闸。2.7.2、 发电机计划性检修应做好以

27、下工作 1、机组在停机状态。2、导叶全关，调速器改手动，控制环锁锭投入。3、发电机出口断路器手车在退出位置。4、发电机机端PT退出（含二次熔断器）。5、发电机灭磁开关分闸。6、机组保护全部退出。7、励磁系统退出。8、机组进水口闸门及尾水闸门全关。9、压力油槽供油总阀 门1101全关（根据需要确定）。9、机组空冷器、油冷器冷却水进水 阀门1204、1206全关。10、轴承润滑油系统退出。11、上、下游流道水已排干（根据需要按照流道排水规定进行）。12、在所有拉开的开关和关闭的阀门上悬挂“有人工作，严禁操作”标示牌2.8、故障处理2.8.1、 发电机过负荷1、现象1）上位机简报信息有“ #x机组过

28、负荷”信息。2）上位机该机组事故故障光字画面“机组过负荷”指示灯亮。3）机组LCU单元盘面“报警指示”灯亮。4）机组任意一相定子电流指 示739 A （672X 1.1 ）05）发电机保护柜“过负荷”灯亮。2、原因：外界负荷增加3、处理1）翻阅上位机该机组事故故障光字画面，确认该机组“机组过负荷”。2）翻阅上位机查看该机组定子电流显示。3）根据情况适当调整该机组有功或无功负荷。在事故情况下，允许发电机的定子线圈在短时间内过负荷运行。允许过负荷可参照下表：定子负荷电流/额定电流1.11.121.151.251.5实际定子电流（A）7397537738401008允许持续时间（min）803015

29、522.8.2、 发电机温度过高1、现象1）上位机简报信息有“X 制组定子温度过高”信息。2）上位机该机组事故故障光字画面“发电机定子温度过高”指示亮。3）机组LCU单元盘面“报警指示”灯亮。4）定子线圈温度115 c以上。2、原因1）定子电流过大或测温装置不良2）冷却通风系统不畅。3）空冷器堵塞。4）冷却水过滤器或冷却水管堵塞，造成冷却水压力过低。3、处理1）翻阅上位机该机组事故故障光字画面，确认该机组“机组定子温度过高”2）翻阅上位机查看该机组定子线圈温度显示值。3）检查空冷器冷却水是否正常，不正常时作适当调整。4）检查发电机轴流风机电源、风机投入是否正常。5）适当调整机组负荷。6）如发电

30、机温度仍不能下降时，联系调度减少该机组负荷，直至温度降至额 定值以内为止。2.8.3、 过（欠）励磁1、现象1）上位机简报信息有“x 制组过（欠）励磁”信息。2）上位机该机组事故故障光字画面“ #X机组过（欠）励磁”指示亮。3）机组LCU单元盘面“报警指示”灯亮。4）机组无功指示XX（或&XX）Mvar；机组孤独运彳T时电压过高（或过低）c2、处理1）翻阅上位机该机组事故故障光字画面，确认该机组“机组过（欠）励磁”2）翻阅上位机查看该机组无功显示；孤独运行时查看电压显示。3）根据情况适当调整该机组无功负荷。2.8.4、 PT一次断线及PT二次断线1、现象1）上位机简报信息有“ #x机组

31、PT断线”信息。2）上位机该机组事故故障光字画面”机组 PT断线”指示亮。3）机组LCU单元盘面“报警指示”灯亮。4）发电机保护柜“ PT断线”灯亮。5）测三相电压不平衡。2、原因1）电压互感器二次有短路或熔丝熔断（空气开关跳）2）高低压侧熔丝断或接触不良.3、处理1）翻阅上位机该机组事故故障光字画面，确认该机组“机组 PT断线”。2）现场检查PT二次熔断器是否熔断，若已熔断，更换同型号的熔断器。3）若是PT一次熔断器熔断，先将二次熔断器退出（操作前先退发电机复合过 流及过电压保护），然后将PT手车抽出，更换熔断器（条件允许时，应停机 更换）。更换不良，联系检修人员处理。4）若是PT故障，联系

32、调度尽快转移负荷解列停机处理。2.8.5、 定子单相接地1、现象1）上位机简报信息有“X机组定子接地”信息，故障音响报警。2）上位机该机组事故故障光字画面”机组定子接地”指示亮。3）机组LCU单元盘面“报警指示”灯亮。4） 10.5kV系统一相电压明显降低，另两相明显升高；金属性接地时，一相电 压接近零，另两相升高近 4倍。5）发电机保护柜“定子接地”灯亮。2、原因：发电机定子及引线绝缘损坏或发生接地3、处理1）翻阅上位机该机组事故故障光字画面，确认该机组“机组定子接地”2）翻阅上位机查看该机组三相对地电压显示值。3）检查定子接地保护装置判明接地性质， 报告调度。若发电机三相电流平衡， 可能是

33、“PT'电压不正常。如是电压互感器一次熔断器熔断，先将二次熔 断器退出（操作前先退发电机复合过流及过电压保护），然后将PT手车拉 出，更换熔断器（条件允许时，应停机更换）。更换不良，联系检修人员处理。4）检查10.5kV系统一次设备，并检查灯泡头内有无异常，如发现有焦味等现 象立即停机.5）若接地点仍然存在，联系调度尽快转移负荷，跳发电机出口断路器。若接 地点在发电机外部，因系统紧张不能停电，可将发电机并入系统，汇报厂 部处理。但接地运行时间不得超过 1小时，联系调度尽快转移负荷解列停 机处理。1.1.1、 应密切监视发电机接地电压。2.8.6、 转子一点接地1、现象1）上位机简报信息

34、有“X 制组转子一点接地”信息，故障音响报警。2）上位机该机组事故故障光字画面“机组转子一点接地”指示亮。3）机组LCU单元盘面“报警指示”灯亮。4）发电机保护柜“转子接地”灯亮。2、原因1）励磁回路绝缘损坏.2）集电环、碳刷架等碳粉过多，引起接地。3、处理1）翻阅上位机该机组事故故障光字画面，确认该机组“机组转子一点接地”。2）现场检查转子接地测量装置是否误动，试复归故障；用转子绝缘测量装置 测量，发现绝缘不良，必须查找故障。3）检查正、负极对地电压情况，判明接地极性和性质。4）检查灯泡头内有无异常。5）检查励磁功率柜可控硅及快速熔断器。6）如发现故障点确在转子外部，立即汇报厂部排除。如未发

35、现明显故障点， 联系调度停机处理。2.8.7、 转子两点接地1、现象1）出现一点接地，同时励磁电流不正常地增加。2）转子电压下降。3）所送无功减少甚至进相。4）机组剧烈振动。2、原因1）励磁回路绝缘损坏，造转子两点接地。2）集电环、碳刷架等碳粉过多，引起接地。3、处理1）立即跳开发电机出口断路器、灭磁开关、停机。2）汇报厂部及调度。2.8.8、集电环环火1、现象发电机滑环与碳刷之间发生强烈火花，甚至碳刷局部发热烧红。2、处理1）应适当减少无功负荷，检查火花是否减少。2）查看碳刷是否接触不良，是否积集碳粉太多。3）转移负荷。4）联系调度切换机组运行，联系检修人员处理。2.9、事故处理2.9.1、

36、 正（反）推力瓦温过高1、现象1）上位机简报信息有“x 制组正（反）推力瓦温度过高”信息，故障、事故音 响报警。2）上位机该机组事故故障光字画面“正（反）推力瓦温度过高”指示亮。3）机组LCU单元盘面“报警指示”灯亮。4）测温装置显示正（反）推力瓦温度65 C。5）机组事故停机。2、原因1）油冷却器冷却水中断，油温过高。2）机组润滑油流中断。3）机组振动和摆动过大。3、处理1）翻阅上位机该机组事故故障光字画面，确认该机组“正（反）推力瓦温度过 高”。2）翻阅上位机该机组非电量图查看正（反）推力瓦温度，并做好记录。3）现场检查，测温装置显示正（反）推力瓦温度65 C,并做好记录。4）检查是否测温

37、装置误发信，或机组 LCU单元PLC死机等原因引起。5）监视机组停机过程，如自动不良，手动辅助停机。6）监视机组辅助设备动作情况，机组全停后，检查各轴承实际温度，全面检查机组润滑油系统及冷却水压力等， 打印事故追忆表，同时汇报厂部领导。2.9.2、 发电机径向瓦温过高参照水轮机运行规程“水导轴承温度过高”。2.9.3、 空冷器冷风温度过高1、现象1）上位机简报信息有“x 姗组空冷器冷风温度过高”信息，故障、事故音响 报警。2）上位机该机组事故故障光字画面“空冷器冷风温度过高”指示亮。3）机组LCU单元盘面“报警指示”灯亮。4）测温装置显示空冷器冷风温度 50 C。5）机组事故停机。2、原因1）

38、空气冷却器冷却水中断。2）轴流风机故障停机。3）定子线圈温度过高3、处理1）翻阅上位机该机组事故故障光字画面，确认该机组“空冷器冷风温度过高”2）翻阅上位机该机组非电量图查看空冷器冷风温度，并做好记录。3）现场检查，测温装置显示空冷器冷风温度 50 C,并做好记录。4）检查是否测温装置误发信号，或机组 LCU单元PLC死机等原因引起。5）监视机组停机过程，如自动不良，手动帮助停机。6）监视机组辅助设备动作情况，机组全停后，检查灯泡头内导风筒实际温度， 全面检查机组冷却水系统工作情况，检查轴流风机工作情况，打印事故追 忆表，同时汇报厂部。2.9.4、 发电机纵差保护动作1、现象1）上位机简报信息

39、有“X 制组差动保护动作”信息，故障、事故音响报警。2）上位机该机组事故故障光字画面" #X机组纵差保护动作”指示亮。3）机组现地LCU屏面上“报警指示”灯亮。4）发电机有冲击，相应发电机出口断路器、灭磁开关跳闸，发电机保护屏“差 动保护”灯亮，机组事故停机。2、原因：发电机内部及引出线有相间短路.3、处理1）翻阅上位机该机组事故故障光字画面，确认该机组“差动保护动作”。2）检查差动保护范围内的一次设备，发现有着火时立即灭火。3）检查保护是否误动。4）打印事故追忆表，同时汇报厂部领导，联系检修人员查找原因。5）测量发电机定子绝缘电阻。6）如未发现异常，定子绝缘电阻合格，经厂领导同意，

40、可用励磁系统对发电 机递升加压（发电机零起升压），发现问题立即停机。升压时应严密监视发 电机电压、电流变化情况，正常后可联系调度并网运行。2.9.5、 过电压保护动作1、现象1）上位机简报信息有“X #发电机过电压”信息，事故音响报警。2）上位机该机组事故故障光字画面“ #X发电机过电压”指示亮。3）机组LCU单元盘面“报警指示”灯亮。4）发电机有冲击，出口断路器、灭磁开关跳闸，发电机保护屏”过电压保护” 灯亮，机组事故停机。2、原因1）机组甩负荷或遭雷击.2）自动励磁装置故障.3、处理1）翻阅上位机该机组事故故障光字画面，确认该机组“ #乂发电机过电压”2）如判明是甩负荷造成，可立即建压投入

41、运行。3）如检查判明是励磁调节器故障，联系检修人员处理，处理好后恢复运行。4）如不是机组甩负荷和励磁系统故障引起，则检查避雷器动作情况及调速系 统是否有故障。5）测量发电机绝缘，若合格则进行零起升压，无异常情况则尽快恢复运行。2.9.6、 复压过流保护动作1、现象1）上位机简报信息有“ #乂发电机复压过流”信息，事故音响报警。2）上位机该机组事故故障光字画面“ #乂发电机复压过流”指示亮。3）机组LCU单元盘面“报警指示”灯亮。4）发电机有冲击，出口断路器、灭磁开关跳闸，发电机保护屏“复合过流” 灯亮，机组事故停机。2、原因一般由于发电机外部事故引起，如母线短路等.3、处理1）翻阅上位机该机组

42、事故故障光字画面， 确认该机组“#x发电机复压过流”2）纵差保护停用时，发电机复压过流保护动作原因不明，可按纵差保护动作 的情况处理。3）判明属线路保护引起，待故障消除以后，可投入系统运行。4）全面检查发电机、变压器等一次设备，发现明显故障点，可恢复完好后继 续运行。如无明显故障点，应分别情况进行处理。5）若是线路事故，断路器拒跳闸，引起发电机低压、负序过流保护动作，应在上位机操作将断路器跳闸。若断路器仍不跳闸，立即到现场手动跳闸。如手动跳不开，则用验电器验电，确认主变、线路无电压后，则将断路器 两侧刀闸断开，通知检修人员处理。2.9.7、 励磁变过流保护动作1、现象1）上位机简报信息有“ #

43、乂机组励磁变过流”信息，事故音响报警。2）上位机该机组事故故障光字画面“ #乂机组励磁变过流”指示亮。3）机组LCU单元盘面“报警指示”灯亮。4）发电机出口断路器、灭磁开关跳闸，发电机保护屏“励磁变过流”灯亮， 机组事故停机。2、处理1）翻阅上位机该机组事故故障光字画面， 确认该机组“#X机组励磁变过流”2）检查励磁速断过流保护范围内的一次设备，发现有着火现象，立即灭火。3）检查保护是否误动。4）打印事故追忆表，同时汇报厂部领导。5）检查发电机出口断路器在分闸，拉开励磁变隔离小车，测量励磁变绝缘电 阻。6）如未发现异常，励磁变绝缘电阻合格，经厂领导同意，可用发电机对励磁 变递升加压，发现问题立即停机，联系处理；升压时应严密监视发电机电 压、电流变化情况，正常后可联系调度并网运行。2.9.8、 逆功率保护动作1、现象1）上位机简报信息有“ #x机组逆功率保护动作”信息，事故音响报警。2）上位机该机组事故故障光字画面" #X机组逆功率保护动作”指示亮。3）机组LCU单元盘面“报警指示”灯亮。4）发电机出口断路器、灭磁开关