某水电站发电机运行规程

齐家坪水电站发电机运行规程2011—05—13编写2008—05—20起实施本规程根据电力安全工作规程的要求和GB/T1.1-2000标准进行编写的。为了加强全厂设备的运行维护，提高设备的运行管理水平，保证运行设备和性能符合技术标准，,进行了多次的修订。修订后的规程能满足当前设备的运行维护需要，本格式符合GB/T1.1-2000标准的要求。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。水轮发电机基本技术条件水电厂自动化及其系统运行维护及检修试验规程水电厂计算机监控系统基本技术条件水轮机运行规程水轮发电机运行规程标准化工作导则电力标准编写基本规定甘肃省水电企业标准编写基本规定批本标准于2011年05月14日发布，从2011年5月20日起实技术专责、全体运行专责及以上人员。第一章发电机设备规范第一节设备规范第一条、发电机结构型式1)、发电机为灯泡贯流式三相交流同步发电机。由定子、转子、组合轴承、灯泡体及其它辅助部分组成。2)、发电机位于水轮机管形座上游侧，发电机轴承集正、反推力轴承和径向轴承一体，为组合式轴承，在水轮机侧还设置一个径向轴承。径向轴承承受发电机转子、主轴和水轮机转轮总重量为38.3吨的连续载荷。正向推力承受70S&X水推力载荷，反向推力承受8I9KX水推力载荷。正、反推力瓦各4块。3)、定子下游侧固定在水轮机通过I82螺栓把合固定在管型座上，上游侧与灯泡体通过I836螺栓把合固定，连接处法兰面均嵌4)、发电机同水轮机共用一根主轴，发电机转子为悬臂式结构。转子上游侧把合集电环支架，下游侧与主轴法兰连接。5)、灯泡体由灯泡头、中间环和进人竖井组成。相互之间均为法兰连接，除泡头与中间环，其余合缝面均采用采用两道耐油橡胶圈密6)、发电机灯泡体两侧各有各有一个成”△”型斜支撑，承受水流引起的振动力矩(或发电机单边磁拉力引起的侧向分力)。7)、发电机励磁系统采用可控硅静止励磁系统。8)、发电机通风系统采用常压密闭循环强迫通风空气冷却系统。空气循环的动力，由2台轴流式风机安装在空气冷却器后部风道内的风机及旋转的转子产生。冷风通过转子支架，流经磁轭圈上的通风孔进入磁极极间和定子通风槽，对磁极绕组和定子进行冷却。热风通过定子机座环板上的通风道，在中间环处会合后进入空气冷却器，同与之配合的挡风板系统，形成一个密闭的循环风路。9)、空气冷却系统：发电机运行时产生的热量大部分由空气冷却器带走，少部分热量经定子机座及中间环壁传递到河水中。发电机装有2台空气冷却器，每一台空气冷却器对应一台风机。发电机冷却水，经通过尾水冷却器，冷却后进入机组冷却，二是技术供水；有前池取水直接进入机组冷却器，两套系统冷却后产生的热水经环管及竖井内排水管排出。冷却水进、出水管路布置在发电机进人竖井10)、发电机采用机械制动方式，机械制动采用I台活塞直径为降到30%额定转速时投入机械制动；在机组正常停机制动的情况下，制动停机的设计时间为2分钟，制动气压为0.7(0.5-0.7)Mpa,停机时处于制动状态，停机完成后制动器复位。11)、轴承润滑油系统分为高低压两支油路，水轮机与发电机共用。高压油路用于机组启动或停机过程中，当转速在0-95%Ne范围内，对发电机径向轴承及水轮机径向轴承提供高压油。低压油路向水轮机和发电机两组轴承提供运行所需润滑油。润滑油牌号为L-TSA46汽轮机油。低位油箱中的润滑油用油泵输出，经过滤油器和油冷却器后进入高位油箱，主要流量参与发电机组合轴承及水轮机径向轴承的润滑，为泵直供油方式；低位油箱油泵故障时高位油箱中的润滑油在自重力的作用下向发电机组合轴承和水轮机径向轴承供油5分钟，保证机组安全停机。润滑油的供排油管路都布置在水轮机管型座下进人孔内。总供油管输出的润滑油分4个支路，分别流入发电机径向轴承和正、反推力轴承及水轮机径向轴承，之后汇入回油12)、由于是伞式机组，组合轴承不做防轴电流处理，但在受油器支架底部及进、排油管法兰处(包括连接螺栓)安装绝缘垫板，发电机上游端还装有轴电流报警装置。13)、引出线：发电机全部引出线均为线电压级全绝缘结构。主引线3根，每相为2X!s3mm²电缆在机舱内部分可拆卸的接头，接头全部镀银，接头采用螺栓连接，从进人筒引出。中性引出线3根，中性14)、防潮装置：发电机泡头上装有一台除湿机，将空气湿度降到结露点以下。发电机下游侧设有3个2KW电加热器，当机组停机时间较长时，电加热器与风机同时投入(此时空气冷却器)不通水，保持发电机内部干燥，机组内部湿度维持在合适的水平。15)、照明系统包括工作照明和事故照明。在发电机进人竖井、灯泡体内和水轮机管型座内部安装照明及应急灯，兼有工作照明和事故16)、发电机流道盖板采用兼有盖板与导流板双重作用的结构，与基础、支墩及灯泡体形成发电机组的部分流道，流道盖板与基础框架采用法兰连接，连接法兰面设有止水密封。17)、测温系统各测温元件布置如下表部位型式数量电阻温度计(只)电阻型号Pt100Q铂热电阻径向轴承2正推轴承l反推轴承L空气冷却器2(冷)2《热)高位油箱2低位油箱219)、发电机油水管路系统中设置油位信号器和示流信号器。20)、高、低位油箱中设置油积水传感器各一个。21)、高、低位油箱中设置电加热器各三个。在油温低于25℃时电加热器投入，在油温高于35℃时电加热器退出。第二条、发电机运行环境2)、河水最高温度：19.0℃。4)、厂房主机间空气相对湿度：65%。第三条、发电机设备规范机组1#—3#机型号额定容量额定功率额定电压额定电流A额定功率因数0.55(浙)额定转速飞逸转速Y额定频率额定励磁电压V空载励磁电压V额定励磁电流A空载励磁电流A励磁方式可控硅静止励磁冷却方式密闭强迫通风冷却绝缘等级3磁极个数个第二节发电机各部运行规范及参数测量方法额定运行时允许最高温度机定子绕组埋入式检测温度记法定子铁芯埋入式检测温度记法转子绕组电阻法径向轴承埋入式检测温度记法正向推力埋入式检测温度记法反向推力埋入式检测温度记法集电环温度计法备注：发电机组合轴承采用在油槽外冷却组的强迫油循环系统，润滑油牌号为L-TSA-46汽轮机油。1)、冷却水：在夏季或者冬季根据径向轴承温度、正推、温度、定子线圈温度调整冷却水压力在0.3～0.50Mpa之间运行，冷却水进水温度不超过28℃。机组运行时，在冷却水中断的特殊情况下，径向轴承温度、正推、反推轴承温度、定子线圈温度不超过规定，机组允许运行15分钟。a、正常情况下不得超过50℃。b、当超过50℃,转子、定子铁芯和线圈温度未超过规定值时，可以不降低发电机出力。反之，温度超过规定值后，立即降低发c、控制径向轴承温度、正推、反推轴承温度、定子线圈温度不3)、热风温度：不得超过73℃4)、任意两空冷器对应温度不得大于5℃5)、定子铁芯及线圈温升不超过80,最高温度不超过105℃6)、转子线圈温升不超过50k,最高温度不超过100C7)、集电环，温升不超过80k,最高温度不超过90C备注：温升概念，设备温度高于环境温度的最大值。a.机组转速过高报警：b.机组过速紧急事故停机：报警：65℃停机：70℃a、高位油箱温度计停机：45℃b、低位油箱温度计停机：15℃加热器起/停控制油温：≤25℃时加热器起动，3(时加热器停止；报警：65℃停机：70℃停机：55℃报警：73℃停机：78℃报警：100℃报警：35℃正常压力：0.3-0.4MPa正常压力：0.3-0.5MPa第一节标准额定殊情况下，允许适当超发(不得超过10%),但发电机电流不能超过额定值，线圈温度、出口风温任何一点均不得超过最高值。第二条、正常情况下，应保持定子线圈温度在60~95℃左右。(最高温升不超过S0K)发电机定子线圈温度最高不超过105℃。第三条、发电机转子线圈温度最高不超过：00℃。采用电压电阻法Rt=转子电压/转子电流T℃=Rt×250/R₁s-235(R₁₅:转子15℃时的电阻)第四条、正常情况下，发电机推力轴承、径向轴承温度在35-50℃左右。(最高温升不超过70℃)第五条、在正常工况下，振频为100Hz的振动幅值(双幅),定子铁第六条、在正常工况下，径向轴承在垂直方向的振动幅值(双幅)第七条、发电机与水轮机组装后的转动部分的一阶临界速度大于最大飞逸转速的125%。第八条、当机组转速下降到20%额定转速时投入机械制动；在机组正常停机制动的情况下，制动停机的设计时间为2分钟。第九条、在额定电压、额定转速、额定功率、额定功率因数下运行时，其效率不小于94.6%。1)、与上次同温度下测得的数值比较，不低于1/3～1/52)、吸收比Rso/R₁s≥1.6第十二条、发电机推力轴承、径向轴承及定子埋入式检温计均应对地绝缘，其绝缘电阻在+10℃~+30℃之间测量时，其绝缘电阻值部位绝缘电阻(MQ)测量仪器推力轴承、径向轴承11000V兆欧表定子埋入式检温计1250V兆欧表R=RV[正负极间电压/(正极对地电压+负极对地电压)Rv:为电压表内阻数值340K。第二节异常额定第一条、发电机电压变动范围为额定值的±5%Ue,正常情况下电流不第二条、发电机频率应保持在50Hz运行，频率变化范围一般不超过一0.“Hz,如超过上0.2Hz,应按照调度规程将运行机组负荷进行适当的调节，当系统发生事故，频率下降时，应防止机组过负荷。第三条、发电机不允许进相运行。第四条、发电机在系统事故情况下，允许短时间过负荷运行，同时也允许转子线圈有相应的过负荷，在过负荷期间或以后，应严密监视各部温度不得超过允许值，设法调整有、无功负荷，尽快恢复正常。同时应记录在值长日志及系统设备异常情况记录本上，将过负第五条、发电机应能在飞逸转速下运行5分钟，而不会发生有害变形。第六条、发电机在热态下，在额定电压下能承受150%额定电流历时2分钟不发生有害变形。及机械损伤等情况。第七条、发电机在不对称的电力系统中运行时，如任何一相电流不超过额定值的105%,且负序电流分量与额定电流之比不超过12%,发电机能长期安全运行。第八条、低位油箱油泵故障时高位油箱中的润滑油在自重力的作用下向发电机组合轴承和水轮机径向轴承供油5分钟，保证机组安全第一节发电机运行中的要求及注意事项第一条、发电机的运行必须按合同技术条款和有关技术文件执行。第二条、发电机盖板，挡风板应保持良好的密封，定子机座与管形座中间环之间，应保持良好密封。第三条、若机组长时间停机，应及时投入机舱电加热器，并开启风机(冷却水关闭),以防发电机受潮：机组投入运行时必须关闭机舱第四条、轴承油槽内润滑油温度低于20℃时，不允许开机运行。第五条、轴承润滑油性能必须符合GB11120-89,L-TSA46#汽轮机第六条、制动器和高压油顶起系统的性能应定期检查，出现故障应第七条、运行中应定期检查润滑油性能，若发现异常应停机。第八条、运行中应监视轴承油箱油面位置及润滑系统各油管中流量，第九条、运行中应监视各种冷却器的正常水压和流量，若发现异常第十条、运行中应监视定子线圈、定子铁芯、正反推力瓦、径向轴承瓦、冷却水、润滑油和冷、热风等温度，若发现异常应及时处理第十一条、运行中应监视各处摆度和振动，若发现异常应停机。第十二条、运行中应经常检查集电环和碳刷情况，如摆度、振动、磨损等，若发现异常应及时处理或停机。第十三条、机组继电保护及自动装置的整定值和监控系统的程序，任何人不得随意更改，需要更改需要公司批准。第十四条、机组负荷调整后，对各部振动及轴承温度应加强监视。当机组发生异常振动、摆动时，值班人员应立即检查机组是否在振动区内运行，如在振动区内运行应联系值长变更负荷，使其躲过异第十五条、在汛期根据水质情况及时切换运行机组的双向供水转阀。在非汛期水质较好时，应每周两次定期切换双向供水转阀，防止阀第十六条、发电机的运行环境应保持清洁。第十七条、发电机定、转子绝缘检测规定：停机时间超过1个月或停机后立即测量，使用遥表测量转子和定子A、B、C三相对地绝缘，需测量相间和单相对地绝缘由运行通知检修进行。第十八条、在正常停机中自动风闸制动失败，同时又遇制动系统发生故障不能加闸；或制动用气中断时，应立即将机组升速至额定转第十九条、发电机额定工况运行时，前机架垂直方向允许双幅振动第二十条、发电机在额定转速，额定电压下，距离发电机进人竖井1米处连续噪音不大于80dB。第二十一条、发电机开始转动后，即应认为发电机及其全部设备均第二十二条、机组启、停，调速器“手动/自动”切换等重要操作，第二十三条、运行中调速器的开度限制应放在机组相应额定出力的位置，但不得超过第二十四条、在开、停机过程中，若自动装置动作不良，应手动操第二十五条、正常情况下禁止机组高速加闸，若机组发生高速加闸，停机后，须联系检修人员进行全面检查。第二十六条、机组发生冲击或系统振荡后，应检查风洞和机组各部第二十七条、发电机转动部件有作业时，应检查发电机断路器在分位，小车拉至试验位置。投入手动锁定装置锁定转子，以确保工作第二十八条、开机前，应检查手动锁定装置退出，固定良好。第二十九条、压油罐手动充气时，应注意油罐油位，压力变化、充气未完，操作人员不得离开。操作完毕后，应检查各阀门位置正确、油压装置控制柜上各把手、开关位置正确，待油泵自动启停一次后第三十条、在操作或实验过程中，如发现异常情况应立即停止操作第三十一条、运行中发现组合轴承温度或油温较前次油温升高或降低2～3℃时，应汇报值长，并对油盆油位、油质进行检查，检测机组振动、摆度值不超过有关规定，并检查冷却水压力有无变化。第三十二条、发电机启动前注意事项3)、检查高压油顶起系统正常。4)、检查轴承润滑油系统正常。5)、检查制动系统正常。6)、检查冷却水系统正常。8)、检查电加热器退出运行。9)、检查发电机保护正确投入。3)、高压油顶起系统有故障，未消除。4)、轴承润滑油系统有故障，未消除。5)、轴承润滑油温度低于20℃。7)、冷却风机故障。11)、机组事故停机后原因未查明不许开机。第二节发电机启动前的检查项目及注意事项第一条、发电机正常启动前的检查项目1)、机组的启动必须在检修工作全部结束后，临时安全措施收回后，常设安全措施恢复，接地线拆除，确认发电机内无工作人员。2)、检修工作现场无遗留物3)、继电保护及自动装置和监控系统完整可靠4)、制动气系统正常，风压0.5-0.8MPa5)、检查手动锁定装置退出，固定良好。6)、检查泡体内部正常。7)、检查高压油顶起系统正常。8)、检查轴承润滑油系统正常。9)、检查制动系统正常。13)、检查轴承油箱油温在20℃以上，油色油位正常。第三节备用机组要求第一条、备用机组设备必须保持随时可以启动的状态，如下：3)、调速器系统运行正常。4)、监控系统及自动装置运行正常。6)、机组保护装置正常，所有继电保护出口压板正常投入。9)、满足上位机开机条件第二条、备用机组未经值长准许，不许进行检修作业，如有作业必须征得发电运行部同意，并需通过省调度中心批准。第三条、备用机组的维护和运行机组一样，应进行定期巡回检查。第四条、如备用停机时间超过3天，应投入电加热装置和风机，已第五条、备用机组停机时间超过25天，应开机一次至空转，然后进行零起升压，机组在全电压的情况下运行10分钟。第四节发电机保护一览表保护名称动作后果发电机纵差保护PT、CT断线：发信号、闭锁相关保护发电机故障分量的负序方向保护保护动作于停机并发信号复合电压闭锁过电流保护保护装置带有两段时限，以较短时限t1动作跳发电机出口开关。以较长时限t2动作于停机。各段同时动作于发信号失磁保护保护出口无延时动作于发信号，带时限动作于解列，同时发信号。过电压保护保护出口动作于解列灭磁，同时发信号。发电机定子绕组单相接地保护基波零序电压保护动作于停机并发信号，三次谐波电压保护可根据需要动作于停机或发信号转子一点接地保护定时限动作于发信号发电机过负荷保护保护出口带时限动作于发信号负序过负荷保护定时限动作于发信号，反时限动作于解列，同时发信号励磁绕组过负荷保护发信号轴电流保护保护出口动作于停机(大于或等于0.8A报发电机逆功率保护保护带时限动作于发电机解列，并发信号第五节发电机检查维护项目第一条、泡体及竖井的检查1)、各引出、引入管路连接良好，法兰连接处无渗漏，螺栓无松动。2)、各引出电缆线无过热，接头无过热，连接良好，绝缘无明显损坏。3)、发电机主引线绝缘良好，无发热现象，引线和铜排接头处螺栓连接良好，无变色、发红等过热现象。4)、灯泡头内无明显结露和积水。6)、泡体和竖井各法兰连接螺栓无松动。7)、发电机流道盖板连接法兰螺栓无松动，密封良好无漏水。8)、泡体振动正常，噪音正常，无异味。9)、泡体内温度正常。第二条、发电机滑环、碳刷检查项目2)、检查碳刷在刷框内应能自由活动，碳刷无摇动、跳动或无卡涩3)、刷框和刷架上有无灰尘积垢。用干净的丝绸织物檫净集电环表面的污物，并清除积落的碳粉，必要时须及时更换碳刷。4)滑环表面应无变色、过热现象，其温度应不大于130℃。第三条、发电机轴承及润滑油系统检查1)、径向轴承及正反推力轴承温度正常，摆度正常。2)、高低位油箱中油质、油位、油温正常，无渗漏。3)、各润滑油管路阀门位置正确，法兰连接良好，无渗漏。5)、各润滑油管路压力表计指示正常，流量指示正常。第四条、通风冷却系统检查项目3)、冷风温度不超过50℃,热风不超过78℃。第五条、空气冷却系统检查项目2)、冷却器及管路无漏水，无严重结露。3)、冷却水管路各阀门位置正确。第六条、机械制动装置检查1)、制动气压正常，在0.5-0.7Mpa之间。2)、制动回路各阀门位置按要求投入正确。5)、制动器闸板和制动环板磨损程度在要求范围内。6)、吸粉尘装置按要求投入。第七条、定期检查清理1)、定期清理各部冷却器、过滤器的污垢和堵塞物。2)、定期检查各部轴承润滑油，并检查油过滤器工作是否正常。3)、定期检查定子线圈端部及结构件是否发生变形和松动。5)、定期检查转子中的所有紧固件及励磁引线是否松动。第四章发电机遇下列情况必须停机第一条发电机在运行中遇有下列情况之一者，应立即停机处理1)、机组运转声音异常，并经处理无效。2)、机组某轴承温度经确认非误报超过报警值。4)、轴承润滑油泵故障。5)、机组振动，摆度超过允许值，并经处理无效。6)、当机组转速超过额定转速150%时。第二条、发电机在运行中遇有下列情况之一者，应立即申请调度停机1)、机组冷却水中断，经过15分钟处理无效。2)、断路器位置信号中断，并经处理无效。3)、主轴密封水漏水量增大，并经处理无效。4)、通风冷却风机故障，经处理无效。5)、发电机一次高压保险熔。第五章发电机故障及事故处理第一节发电机故障类型及处理1)、定子绕组相间短路2)、定子绕组一相的匝间短路3)、定子绕组单相接地4)、转子绕组一点或两点接地5)、转子励磁回路励磁电流消失1)、由于外部短路引起的定子绕组过电流2)、由于负荷等超过发电机额定容量而引起的三相对称过负荷3)、由于外部不对称短路而引起的发电机负序过电流和过负荷4)、由于突然甩负荷引起的定子绕组过电压5)、由于励磁回路故障或强励时间过长而引起的转子绕组过负荷6)、由于机组进水口闸门或导叶突然关闭而引起的发电机逆功率7)、发电机非全相运行第三条、发电机的异常信号处理：现象：监控系统上位机报警高位油箱积水过多信号1、检查在同等负荷下瓦温是否升高，如发现瓦温升高，应立即申请调度停机，并汇报运行主管主任，联系检修处理。2、如瓦温正常，检查油积水信号器及回路是否正3、如油积水信号器及回路正常，从高位油箱底部放出少许油样，观察是否有分层，在用火点燃是否有爆裂声，判断是否有水。4、如高位油箱确实进水，应立即申请调度倒负荷停机，并通知检修2)、低位油箱积水过多信号现象：监控系统上位机报警低位油箱积水过多信号2、检查在同等负荷下瓦温是否升高，如发现瓦温升高，应立即申请调度停机，并汇报运行主管主任，联系检修处理。3、如瓦温正常，检查油积水信号器及回路是否正常。4、如油积水信号器及回路正常，从低位油箱底部放出少许油样，观察是否有分层，在用火点燃是否有爆裂声，判断是否有水。5、如低位油箱确实进水，应立即申请调度倒负荷停机，并通知检修6、停机后检查高位油箱是否进水。3)、测温仪表断线信号2、如有温度显示异常，且断线信号10分钟以上仍未复归，写缺陷现象：监控系统上位机报警温度越高限1、检查报警点相邻的点是否也越高限，比较测温制动屏上测值，判2、如果是误报，进行记录，联系检修或监控专责进行处3、如果确认温度越高限，应按发电机温度过高进行故障处理。1、监控系统报警发电机过负荷1、检查机组有无功负荷是否正常，系统电压是否正常，三项电流是2、如系统电压正常，确实过负荷，应适当降低无功负荷，观察定子3、如继续过负荷，降低有功负荷。4、检查机组调速器系统是否正常，是否有增负荷现象。1)、发电机温度过高3、检查冷却水水压、水温是否正常。4、调整冷却水水压，但不得超过规定值，同时切换双向供水转阀。5、在不影响系统的条件下适当调整该机组与其他机组之间的有功和7、监视机组定子、转子、冷热风温度。2)、转子一点接地现象：转子一点接地信号出现1、转子电压表切换开关测量正、负极对地电压。2、从保护装置上查看接地程度。3、一般情况下，应迅速转移负荷，及时联系调度做好停机准备。3)、定子一点接地现象：定子一点接地信号出现1、检查或测量机组各相对地电压，判明接地相和接地程度。2、若确认发电机接地，报告调度立即停机。3、在接地期间，应监视发电机机端电压。现象1.发电机轴电流偏高动作告警处理3、检查轴瓦温度是否正常。4、适当降低无功功率，观察轴电流是否有所下降。5、经过处理轴电流仍比较大时，应联系调度汇报相关领导，停机检第二节发电机的事故处理第一条、发电机发生剧烈振荡或失去同步1、定子电流剧烈波动，有超过正常值现象。2、发电机和母线电压，有功功率、无功功率都发生剧烈波动。3、转子电流在正常值附近波动，强励装置可能动作。4、发电机发出有节奏的鸣声，其节奏与上列各项值波动合拍。2、根据发电机转速判明发电机转速是升高还是降低。如发电机转速比振荡前升高，应以机组导叶开度限制降低与系统连接的发电机有功功率，直到振荡消除；如发电机转速比振荡前降低，应立即提升机组有功功率，尽快是机组恢复同步。3、密切监视调速器及机组机械部分的运行情况。4、机组恢复正常后，应仔细检查机组各部。5、如果采取上述措施仍不能恢复同期，经过一定时间后，申请调度第二条、发电机着火4、进入发电机内部应戴氧气罩或防毒面具，接触设备时应做必要的1.不准破坏发电机密封，冷、热风口打开的必须立即封闭。3.不准用砂或泡沫灭火器灭火。4.两人进行第三条、励磁装置或励磁变着火2、励磁装置或励磁变能闻到绝缘焦味。2、检查励磁系统灭磁开关在分位置，如不在分位置，立即分开。3、用二氧化碳、干式灭火器灭火。第四条、发电机非同期并列1、发电机非同期并列，发电机产生较大的冲击，系统电压降低很多，在保护未动作的情况下应立即联系调度解列停机检查。2、检查、试验同期装置是否正常.第五条、机组轴承温度升高1、当温度升高信号出现时，立即检查温度巡检仪和测温制动屏上温2、检查油箱油位、油色、水压、流量情况，分析升温原因。4、检查过程中温度继续上升，而且是多点同时上升，应立即向调度第六条、油箱油位异常现象：油箱油位异常报警。第七条、冷却水中断1、监控系统报警冷却水中断信号2、导轴承瓦温、油温上升。2、检查技术供水电磁阀、冷却水阀门在正常位置。4、切换双向转阀，检查水系统管路是否堵塞。6、在温度上升到报警值时，冷却水仍未恢复正常，应立即联系调度1.监控系统和保护装置上出现告警信号。2.机组转子电压、电流，定子电流越限。3.保护跳发电机出口断路器，跳灭磁开关。4.机组事故停机流程启动。1、检查发电机出口断路器，灭磁开关，是否跳闸。检查事故停机流电机着火规定处理，再检查一次设备是否有明显短路及放电痕迹。3、检查保护动作情况及时向调度汇报，并做好相关信息记录。4、如检查一次设备后无异常，检查是否由于装置、信号误动造成。5、未发现明显故障，无异常时做好安全措施，测量发电机绝缘电阻6、若绝缘合格而故障原因仍未查出，应经主管领导允许，对发电机第九条、发电机过电压保护动作1.监控系统报警“发电机过电压动作”2.转子电流、电压不正常增大，并继续上升。3.定子电压短时超过最高允许电压，机组出现异常大的电磁鸣声。4.保护跳发电机出口断路器，跳灭磁开关器。5.机组事故停机流程启动。