水轮发电机的事故及处理原则

水轮发电机的事故及处理原则 水轮机的事故及 事故处理方法 9 设备的故障及事故处理 9.1 水轮机故障处理 9.1.1 水导轴承温度升高; 9.1.1.1 现象: 9.1.1.1.1 LCU、上位机发#1 (#2)机水导轴承温度升高信号，且语音报警; 9.1.1.1.2 #1 (#2)机水导轴承有两个及以上测点温度显示达到或超过故障温度整定值 65?; 9.1.1.2 处理: 9.1.1.2.1 检查#1 (#2)机水导轴承油位、油色是否正常，不正常应查明原因并设法将其处理正常，不 能处理时应密切监视水导瓦温和油温的上升情况，以决定是否联系调度及有关生产负责人作机组负荷 调整和停机处理; 9.1.1.2.2 检查若#1 (#2)机水导轴承冷却水进出水量和水压异常，应检查其进、出水阀位置及总冷却 水压，并设法将其调整正常，不能调整时应密切监视水导瓦温和油温的上升情况，以决定是否联系调 度及有关生产负责人作机组负荷调整和停机处理; 9.1.1.2.3 测量若#1 (#2)机水导轴承摆度过大，查明电气部分当时运行情况及调整负荷后观察，并根 据摆度值判断水导轴承是否被烧，以决定是否联系调度及有关生产负责人作停机处理; 9.1.1.2.4 若系 1#(#2)机振动过大，应调整机组负荷，避开振动区观察; 9.1.1.2.5 检查若是 1#(#2)机测量装置误发信号，应通知有关人员处理; 9.1.1.2.6 将上述故障及检查处理情况向有关人员汇报，水导轴承温度未恢复正常时应及时通知检修 人员处理，并作好事故预想; 9.1.2.1 现象:#1 (#2)机水导轴承油位异常:LCU、上位机发#1 (#2)机水导轴承油位低于-0.03m 或高 于 .03m 故障信号，且语音报警; 0 9.1.2.2 处理: 9.1.2.2.1 检查确认#1 (#2)机水导油槽油位升高，可能是油槽进水或误向油槽加油，若发现其油质变 坏，且在机组负荷不变情况下，水导油温、瓦温不断上升，应判断为油槽进水，此时需密切监视水导 瓦温和油温的上升情况，以决定是否联系调度及有关生产负责人作机组负荷调整和停机处理;检查确 认若是检修人员误向运行机组加油，应通知有关员处理; 9.1.2.2.2 检查确认#1 (#2)机水导油槽油位下降，应检查是否有漏油并设法处理正常，并密切监视水 导瓦温和油温的上升及漏油情况，以决定是否联系调度及有关生产负责人作机组负荷调整和停机处理 9.1.2.2.3 检查若是#1 (#2)机测量装置误发信号，应通知有关人员处理; 9.1.2.2.4 将上述故障及检查处理情况向有关人员汇报，水导轴承油位未恢复正常时应及时通知检修 人员处理，并作好事故预想; 9.1.2 #1 (#2)机水导轴承冷却水中断: 9.1.3.1 现象:LCU、上位机发#1 (#2)机水导轴承冷却水中断信号，且语音报警; 9.1.3.2 处理: 9.1.3.2.1 检查若系#1 (#2)机水导轴承冷却水进、出水阀误关或开不到位引起，应迅速将其处理正常。 9.1.3.2.2 检查若系 1#(#2)机水导轴承冷却水水管堵塞或漏水引起，应设法将其处理正常，不能处理 时应密切监视水导瓦温、油温的上升情况，以决定是否联系调度及有关生产负责人作机组负荷调整和 停机处理; 9.1.3.2.3 检查若系 1#(#2)机测量装置误发信号，应通知有关人员处理; 9.1.3.2.4 将上述故障及检查处理情况向有关人员汇报，水导轴承冷却水未恢复正常时，应密切监视水导瓦温、油温的上升情况，并作好事故预想，同时应及时通知检修人员处理; 9.1.3 #1 (#2)机剪断销剪断: 9.1.4.1 现象:LCU、上位机发#1 (#2)机剪断销剪断信号，且语音报警; 9.1.4.2 处理: 9.1.4.2.1 到水车室检查#1 (#2)机剪断的数目及方位; 9.1.4.2.2 检查确认有剪断销剪断时应将调速器切至机“手动”，通知有关人员进行剪断销更换; 9.1.4.2.3 经检查若没有发现剪断销剪断，则判断为误发信号，应通知有关人员处理; 9.1.4.2.4 将上述故障及检查处理情况向值班人员汇报; 9.1.4 #1(#2)机大轴补气故障; 9.1.5.1 现象: 发#1 (#2)机大轴补气排水腔水位较高信号或通过排水透明管段观察到排水流量较大。 9.1.5.2 处理: 9.1.6.2.2 通知检修人员处理; 9.1.6.2.5 将上述故障及检查处理情况向有关人员汇报。 9.2 水轮机事故现象及处理 9.2.1 #1(#2)机水导轴承过热; 9.2.1.1 现象: 9.2.1.1.1 LCU、上位机发#1 (#2)机水机事故信号，且语音报警; 9.2.1.1.2 #1(#2)机水导轴承发温度过高信号、水导轴承有两个及以上测点温度显示达到或超过事故 温度 65?; 9.2.1.1.3 #1(#2)机事故停机即:紧急停机电磁阀动作，发电机出口开关#1 机 021(#2 机 022)跳闸， 机组逆变灭磁，导叶全关; 9.2.1.2 处理: 9.2.1.2.1 检查确认#1 (#2)水轮机水导轴承过热，水轮机事故停机即:发电机出口开关#1 机 021(#2 机 022)跳闸、机组逆变灭磁，紧急停机电磁阀动作，导叶全关，转速低于 5%Ne 时锁锭自动投入; 9.2.1.2.2 监视#1(#2)机事故停机的过程正确，否则手动帮助; 9.2.1.2.3 作好记录并向调度及有关人员汇报; 9.2.1.2.4 检查水导轴承冷却水系统、测量装置是否异常，若异常应设法将其处理正常; 9.2.1.2.5 检查测量装置若无异常，应通知检修人员在做好安全措施后对润滑油系统、水导轴承本体 等进行全面检查、处理; 9.2.2 #1(#2)机过速限制器动作; 9.2.2.1 现象: 9.2.2.1.1 LCU、上位机发#1 (#2)机过速限制器动作信号，且语音报警; 9.2.2.1.2 #1(#2)水轮机事故停机即:事故配压阀动作，导叶全关，紧急停机电磁阀动作，发电机出 口开关#1 机 021(#2 机 022)跳闸，机组逆变灭磁; 9.2.2.1.3 #1(#2)水轮机有过速声响; 9.2.2.2 处理: 9.2.2.2.1 监视#1 (#2)水轮机事故停机过程正确即:事故配压阀动作，导叶全关，紧急停机电磁阀动 作，发电机出口开关#1 机 021(#2 机 022)跳闸，机组逆变灭磁，转速低于 5%Ne 时锁锭自动投入，否 则手动帮助; 9.2.2.2.2 作好记录并向调度及有关人员汇报; 9.2.2.2.3 通知值班人员及检修人员，在做好安全措施后对机组过速限制器动作原因全面检查、处理; 9.2.3 低油压事故保护动作: 9.2.3.1 现象: 9.2.3.1.1 LCU、上位机发#1 (#2)机低油压事故下降和水机事故信号，且语音报警; 9.2.3.1.2 #1 (#2)水轮机作事故停机即:紧急停机电磁阀动作，发电机出口开关#1 机 021(#2 机 022) 跳闸，机组逆变灭磁，导叶全关; 9.2.3.1.3 两台压油泵可能都未启动; 9.2.3.1.4 压油罐油压指示到 2.8MPa 或以下; 9.2.3.1.5 油压操作系统可能有明显的跑油现象; .2.3.2 处理: 9 9.2.3.2.1 监视事故停机动作结果正确即:紧急停机电磁阀动作，发电机出口开关#1 机 021(#2 机 022) 跳闸，机组逆变灭磁，导叶全关，转速低于 5%Ne 时锁锭自动投入。若事故停机过程中，油压下降已无 法关闭导水叶时，应按“紧急停机”按钮关闭蝶阀; 9.2.3.2.2 检查若有大量跑油，应立即设法制止跑油; 9.2.3.2.3 作好记录，并向有关人员汇报; 阀9.2.3.2.4 通知值班人员及检修人员，在做好安全措施后对机组压力油系统的各油、气阀位置，管道、 组是否爆裂及漏油情况，压油罐、油泵安全阀、油泵御荷阀动作情况，油泵切换开关位置及油泵电 机源、控制电源、各接触器、电缆连接头，固态控制器及控制回路等进行全面检查、处理; 9.2.4 机组过速 160%Ne 9.2.4.1 现象: 9.2.4.1.1 LCU、上位机发#1 (#2)机发机组过速 160%Ne 和水机事故信号，且语音报警; 9.2.4.1.2 机组作事故停机即:紧急停机电磁阀动作，发电机出口开关#1 机 021(#2 机 022)跳闸， 机组逆变灭磁，导叶全关，蝶阀关闭; 9.2.4.1.3 机组可能有严重过速声音; 9.2.4.1.4 LCU、上位机可能发“剪断销剪断”信号; 9.2.4.2 处理: 9.2.4.2.1 监视机组事故停机过程正确即:紧急停机电磁阀动作，发电机出口开关#1 机 021(#2 机 022) 跳闸，机组逆变灭磁，进水口蝶阀落下，导叶全关，转速低于 5%Ne 时锁锭自动投入，自动不行则立即 手动帮助; 9.2.4.2.2 作好记录并向有关人员汇报; 9.2.4.2.3 检查若有剪断销剪断，应通知检修人员在作好安全措施后进行剪断销更换; 9.2.4.2.4 通知值班人员及检修人员，在做好安全措施后对过速机组及过速原因进行全面检查、处理。 发电机的事故及事故处理 10 发电机组的故障和事故处理 10.1 发电机的故障和处理 10.1.1 发电机过负荷 现象: a) 上位机操作员工作站上“电气故障”、“发电机过负荷”光字信号亮，语音报警提示相应故障; b) 发电机定子电流超过额定值; c) 现地保护柜保护插件上“过负荷”信号灯亮; 处 理: a) 检查发电机的功率因数和电压; b) 如电压或频率升高，应立即降低无功和有功负荷, 使定子电流恢复至额定值, 如调整无效,应 迅速查明原因，尽快消除过负荷; c) 如电压、频率正常,用减少励磁电流的方法, 降低发电机定子电流到正常值, 但不得使功率因 数高于 0.95 的规定或使 110kV 母线电压降到事故极限值以下; d) 在处理过程中, 值守人员应加强监视定子线圈、定子铁芯、发电机出口封闭母线及冷、热风 和 轴承的温度变化情况,励磁系统硅整流装置及主变运行情况，发现异常立即降低发电机负 荷。 10.1.2 发电机定子温度过高 现象: 上位机操作员工作站上发电机定子线圈、定子铁芯或冷、热风温度显示超过正常值，语音报警提 示相应部位的温度“越上限”。 处理: a) 立即检查风洞内是否有绝缘焦嗅味及其他异常; b) 检查定子三相电流是否平衡, 电流是否超过额定值，如有明显不平衡现象, 应立即设法消除或 降 低定子电流; c) 根据有关温度的显示,判断是否为测温元件本身或二次回路的问题，必要时应通知维护人员进 行 检查校验; d) 当冷风温度和定子线圈温度同时上升时, 应立即检查空气冷却水压是否正常,•必要时增大冷 却水量; e) 在保持本厂总负荷不变的原则下, 调整各机组之间负荷分配, 降低温度过高的发电机负荷。 10.1.3 发电机电气参数显示失常 现象: 上位机操作员工作站上发电机定子或转子电气参数个别或几个指示突然失常,发电机运行正常。 处理: a) 当发现某一参数指示突然失常时,应根据具体情况及其有关参数指示情况进行, 判断 是 否为该参数所接的元件本身或二次回路故障; b) 如定子电压指示为零, 同时有功、无功指示失常, 而定子、转子电流指示正常时, 应检查电 压互感器及其一、二次回路是否正常; c) 如定子电流指示为零, 同时有功、无功指示失常, 而其余参数指示正常时, 应检查电流互感 d) 当发电机参数指示失常时, 值班人员应迅速查明原因, 并采取相应措施予以消除, 必要时应 及时通知维护人员来处理, 未恢复正常之前, 应尽可能不改变发电机运行方式•(包括调整负 荷)。AGC 投入“省调”控制则应立即汇报值班调度员将其退出; 10.1.4 发电机发电运行中突然变成调相机 现象: a) 发电机有功负荷指示为零,无功指示升高,定子电流指示稍降低; b) 定子电压指示正常, 转子电流稍有降低; c) 导叶开度至空载开度以下。 处 理: a) 当发电机变为调相机, 如无“水机事故”信号出现, 且调速器无故障、紧急停机电磁阀未动作 时, 应立即加上有功负荷, 使发电机转为发电的运行工况; b) 如在中控室远方操作加不上有功负荷，应立即到现地操作加上有功负荷; c) 如由于蝴蝶阀自动关闭，立即汇报值班调度员将发电机解列，查明原因后再将发电机重新投入 系 统运行; d) 如系其他原因引起, 应迅速查明原因, 进行处理,之后加上负荷。 10.1.5 机组空气若器及其二次回路是否正常; 冷却器温度升高 现象: a) 发空气冷却器温度升高光字信号，且语音报警提示“空冷器温度越上限”; b) 空气冷却器温度指示达到或超过故障温度。 处 理: a) 查明发生故障的部位; b) 检查冷却水压是否满足要求，否则增大空冷器水压不超过 0.5Mp 观察; c) 冷却器进水阀是否误关或堵塞，是则立即打开或通知有关人员处理; d) 检 查冷却器出风是否为冷风; e) 检查是否误发信号; f) 联系调度适当降低该机组负荷观察; g) 密切监视定子温度，如温度异常上升则立即转移机组负荷，停机处理。 10.1.6 机组轴承温度升高 现象: 作员工作站发“轴承温度越上限”信号，语音提示相应故障; a)上位机操 b)上位机操作员工作站上某轴承温度显示达到或超过故障温度。 处理: a) 检查轴承油色、油位是否正常，否则查明原因; b) 轴承内部有无异音，判断轴承是否良好; c) 检查冷却水进出水量和水压是否正常，否则调整至正常范围; d) 检查机组摆度是否过大，查明原因及时处理; e) 若系机组振动过大，联系值班调度员调整机组负荷，避开振动区; f) 检查是否为测温元件等问题误发信号; g) 若某点温度跳跃变化，应立即通知修试人员解开其控制回路，避免机组误停机; h) 经检查确认无法继续正常运行，应转移负荷，停机处理; 10.1.7 机组轴承油位异常 现象: 上位机操作员工作站发“轴承油位越限”信号，语音提示相应故障; 处理: a) 查明故障部位; b) 经现场检查，若油位升高，则检查是否为误加油，若为冷却器漏水造成油槽进水，则检查油是 否 有乳化现象，此时应密切监视轴瓦温度，待有停机机会及时处理; c) 若油位降低，应检查油槽是否漏油，是否为误放油，不能制止则立即通知有关人员处理; d) 处理过程中应密切监视轴瓦温度和轴承油位下降情况，不能继续运行则立即转移负荷，停机处理; e)检查是否误发信号。 10.1.8 发电机励磁回路一点接地 现象: a) 上位机操作员工作站上“电气故障”，“转子一点接地”光字信号亮，同时语音报警提示相应 故 障; b) 现地保护装置插件上“转子一点接地”信号灯亮; 处 理: a) 迅速检查励磁系统一次设备是否有明显接地现象; b) 通知维护人员对转子回路进行检查，是否为误发信号; c) 若经处理不能恢复正常, 应立即电站负责人和值班调度员, 转移负荷, 联系值班调度员 停机处理。 10.1.9 发电机定子接地 100%定子一点接地(3W) 现象: a) 上位机操作员工作站上“电气故障”、“定子接地 3W”光字信号亮，语音提示相应故障; b) 现地保护装置插件上“定子接地 3W”信号灯亮; 处 理: a) 立即通知维护人员检查定子三相对地电压，以判断保护装置动作是否正确; b) 如果发现两相电压升高，一相降低或接近为零，应立即作好停机准备; c) 如果接地故障现象仍未消除时，应立即报告电站负责人和值班调度员，转移有、无功负荷，联 系 值班调度员停机处理。 10.1.10 发电机的事故处理 机组轴承过热 现象: a) 上位机操作员工作站上“轴瓦温度过热”、“机组水机事故”光字信号亮，语音提示相应事故; b) 机组作事故停机; c) 相应轴承温度达到或超过事故温度; d) 过热的轴承油箱处、呼吸器处冒烟; 处 理: a) 监视机组事故停机过程; b) 根据所发信号判断是哪个轴承过热; c) 通知相关人员对机组轴承进行检查，查看轴瓦是否被烧; d) 如果是冷却系统和轴承润滑油循环不畅等问题，通知有关人员紧急处理; 10.1.11 发电机发生剧烈的振荡或失去同期 现象: a) 上位机操作员工作站上定子电流的显示大范围的来回剧烈变化, 且有超过额定值的情况; b) 上位机操作员工作站上发电机和母线的各电压显示都发生剧烈变化,电压可能降低; c) 上位机操作员工作站上有功、无功功率显示大范围的变化; d) 转子电流的显示在正常值附近变动。 频率指示可能偏高或偏低; e) 发电机发出呜鸣声, 其节奏与上述参数变动合拍; 处理: 当判明发电机属于非同期振荡时, 应不待值班调度员的命令, 按下列原则迅速处理: a) 无论机组频率是增高或降低，应迅速增加发电机的励磁电流，将发电机机端电压提高到最大允 许 值(15.18kV); b) 根据机组转速判明本厂机组的频率是增高或降低。若机组频率是增高，应适当降低机组有功出 力， 直至振荡消除或降到 49.5 赫兹; c) 如机组频率降低，应增加有功出力，力争使频率恢复正常; d) 按上述处理经 2 分钟后仍不能恢复同期时，汇报值班调度员处理，不得自行解列机组; e) 因发电机失磁而引起系统振荡，失磁保护未动作时，应立即拉开发电机出口开关，将失磁机组 解 列，并立即报告值班调度员，再按调度命令进行升压并列; f) 机组振荡过程中，发现因厂用电不能正常运行而危及机组安全时，应立即将带厂用电的机组与 系 统解列; g) 振荡期间，应密切监视调速器及机组机械部分的运行情况; h) 振荡期间，不得将调速器切“手动”方式运行; 10.1.12 发电机非同期并列 现象: a) 合上发变组出口开关瞬间, 有较大的冲击, 机组强烈振动; b) 定子电流指示突然升高, 系统电压降低; c) 并列后发电机强烈摆动; 处 理: a) 如果能逐步拉入同步, 则可以不解列, 但应对发变组本体进行一次外部检查, 并加强发变组 运行的情况监视, 待有机会停机再作详细检查; b) 如果发电机强烈摆动, 无法拉入同步, 则应立即手动解列停机, 检查定子线圈端部, 主变外 部进行检查，经过有关人员处理后，确认冲击电流对发变组未造成影响; c) 查明造成非同期并列的原因，并加以消除后，方可开机升压并列; 10.1.13 发电机并列运行中失去励磁 现象: a) 转子电流等于或接近于零, 定子电流升高, 且有周期性摆动; b) 定子电压降低; c) 有功功率降低, 无功功率指示为零; d) 转子回路断线, 风洞内冒烟, 有焦嗅味; 处 理: a) FMK 跳闸时, 如出口开关未跳, 立即手动拉开, 报告值班调度员; b) 如 FMK 误跳,经检查无误后, 合上 FMK，将机组重新并入系统; c) 若是 FMK 机构故障或转子回路断线, 立即停机; d) 迅速查明原因, 消除故障; e) 报告值班调度员, 将发电机升压正常后与系统并列。 10.1.14 100%定子一点接地(3U) 0现 象: a) 上位机操作员工作站上“电气事故”、“定子接地 3U”光字信号亮，语音提示相应事故;0 b) 现地保护装置插件上“定子接地 3U”信号灯亮;0 c) 发电机出口开关跳闸，FMK 跳闸，停机; 处 理: a) 对保护区内的设备进行全面详细检查, 是否有故障迹象; b) 检查保护装置是否因其他故障引起误动，迅速查明原因, 消除故障; c) 分别测量发电机出口封闭母线及发电机定子的绝缘值，根据测量值判断定子绕组对地绝缘情 况，找出故障点进行相应处理; d) 经处理正常后，可启动机组零起升压， 如升压过程中未发现不正常现象, 则可将发电机与系 统 并列; e) 如升压时发现有不正常现象, 应立即停机,查明原因, 并予以消除。 10.1.15 发电机冒烟着火 现象: a) 从发电机上部盖板热风口或密封不严处明显有烟气和绝缘焦嗅味; b) 发电机风洞内出现浓烟,严重时有火花冒出,有绝缘烧焦气味。 处 理: a) 值班人员发现上述现象, 并确认发电机着火时, 应立即按下“事故停机”按扭; b) 如发电机出口开关未跳, 应立即拉开; c) 检查 FMK 是否跳闸, 若未跳立即拉开; d) 在值班人员确认发电机出口开关跳闸，灭磁开关跳闸，机组已停机后, 立即启动发电机消防水 进 行灭火; e) 拉开机组的上、下风洞照明电源; f) 到水车室观察有无水漏下, 以证明水路是否畅通, 直到火熄灭为止; 发 电机灭火过程注意事项: a) 不准破坏发电机密封状态。 任何人员不准进入风洞内部; b) 不准使用砂子或泡沫灭火器灭火; c) 灭火后进风洞检查时, 应将门和热风口打开, 并戴防毒面具; d) 灭火后需进入转子内检查时, 必须确认机组停稳并投入接力器锁锭, 制动闸顶起; 10.1.16 发电机“纵差”、或“横差”保护动作 现 象: a) 上位机操作员工作站上“发电机差动保护动作”、“机组电气事故” 光字信号亮，语音提示 相 应事故; b) 现地保护装置插件上“发电机差动保护动作”信号灯亮; c) 发电机出口开关跳闸，灭磁，停机; 处 理: a) 对保护区内的设备进行全面详细检查, 是否有故障迹象(烟气、弧光、气味、响声、绝缘焦嗅 味、 放电或烧伤痕迹等); b) 检查保护装置是否因其他故障引起误动; c) 向值班调度员查问当时系统有无故障; d) 用 2500 伏摇测量定子线圈绝缘电阻; e) 如果检查结果未发现故障, 经电站负责人同意, 可启动机组零起升压。 如升压过程中未发现 不 正常现象, 则可将发电机与系统并列; f) 如升压时发现有不正常现象, 应立即停机, 查明原因, 并予以消除。 10.2 发电机事故处理规定 a) 发生事故时，值班人员应迅速解除事故对人身和设备的安全威胁，找出事故的原因，消除故障， 同 时要注意非故障设备的运行情况, 监视频率和电压质量, 检查故障机组情况, 出口开关和 灭磁开关是否跳开, 发电机电压是否降到零, 如主保护动作是否已停机; b) 事故处理时，动作应迅速、正确，要避免事故处理不当，造成事故扩大。发令人对命令的正确 性负责，受令人接受命令后应予复诵，命令执行完毕，迅速向发令人汇报; c) 事故处理时，由值长负责统一指挥、协调，值长有权调动任何人员进行事故处理; d) 事故处理过程中不进行交接班工作，无关人员退离现场，接班人员应协助事故处理。交接班工 作 在事故处理告一段落后方可允许交接班; e) 机组发生过速停机后，应通知检修维护人员进行全面详细检查; f) 当发电机由于保护跳闸, 首先检查继电保护和自动装置的动作情况, 得到值长的许可后方可 复归信号; g) 根据事故当时继电保护和自动装置的信号及其他现象(如烟火、响声、绝缘焦嗅味、放电或烧 伤 痕迹等), 进行综合分析, 判断故障性质和原因，报告厂总工程师和值班调度员; h) 由于误动、误碰或保护误动引起事故跳闸,根据甩负荷的大小，确定是否对机组进行全面检查， 无 异常后汇报值班调度员重新将发电机升压并网运行。 10.3 当发电机出现下列情况之一者，按“故障解列”停机处理 a) 励磁回路发生一点永久性接地或经处理后仍不能消除非稳定性一点接地; b) 定子回路一点接地，基波零序电压保护未动作者; c) 发电机发生突然撞击; d) 发电机的振动和摆度突然增大; e) 轴承的温度突然升高; f) 油槽的油面突然上升或下降; g) 冷却器突然断水，机组发生不正常的响声。 10.4 当发电机出现下列情况之一者，应按“事故解列”处理 a) 发电机冒烟、着火; b) 主变冒烟、着火或爆炸; c) 发电机突然发生强烈振动或内部发出明显的金属撞击声; d) 发生威胁人员生命安全时，发生严重威胁发电机及相关设备安全运行时; e) 发电机出口 PT 或中性点消弧线圈冒烟或爆炸; f) 发电机所带高压厂变、励磁变有明显的短路和冒烟着火。 10.5 故障解列(或停机)操作步骤 a) 报告值班调度员和相关生产厂领导; b) 倒换机组所带厂用电至其它机组带; c) 经值班调度员同意, 转移故障机组有、无功负荷; d) 待有、无功负荷降至零后, 经值班调度员同意, 拉开发电机出口开关; e) 进行逆变灭磁,停机。 10.6 事故解列(或停机)操作步骤 a) 迅速将发电机有、无功负荷降至零，拉开故障机组所带的高压厂用变低压侧开关; b) 拉开发电机出口开关,拉开 FMK 开关; c) 立即操作停机，同时倒换厂用电为双电源供电; d) 尽快报告值班调度员和相关电站负责人领导。 10.7 紧急解列停机操作步骤 a) 按下 LCU 柜内“事故停机”按扭; b) 检查发电机出口开关, 灭磁开关应自动跳闸, 如未跳, 立即手动拉开。 10.8 紧急解列停机关闭蝴蝶阀操作步骤 a) 按下 LCU 柜内“紧急停机”按扭; b) 检查发电机出口开关, 灭磁开关应自动跳闸, 蝴蝶阀应自动关闭;如开关未跳, 立即手动拉 开;如蝴蝶阀未关立即设法关闭。 10.9 故障和事故处理报告和记录要求 当发电机发生事故，值班人员在严格按照本规程中的规定进行紧急处理的同时，还应进行下列工作: a) 向值班调度员报告发生的事故现象; b) 汇报相关负责人所发生的事故情况; c) 记录事故名称、保护动作信号和事故时间。 10.10 当发电机发生故障和异常时，值班人员应视当时具体情况，将故障性质和原因汇报值班调度员 和相关电站负责人，作好故障和异常扩大的预想，同时作好记录。 网上下载 一、发电机过负荷: 1.现象: 1)定子电流指示超过额定值 2)有、无功表指示超过额定值 2.原因:系统发生短路故障、发电机失步运行、成群电动机启动和强行励磁等情况下，发电机的定子或转子都可能短时过负荷。 3.处理方法: 1)系统故障，监视发电机各部分温度不超限，定子电流为额定值。 2)系统无故障，单机过负荷，系统电压正常: A.减少无功，使定子电流降到额定值以内，但功率因数不超过0.95，定子电压不低于0.95倍额定电压。注意定子电流达到允许值所经过的时间，不允许超过规定值。 B.若减少无功不能满足要求，则请示值长降低有功。 C.若AC励磁调节器通道故障引起定子过负荷，应将AC调节器切至DC调节器运行。 D.加强对发电机端部、滑环和整流子的检查。如有可能加强冷却:降低发电机入口风温，发电机、变压器组增开油泵、风扇等。 E.过负荷运行时，应密切监视定子线圈，空冷器前后的冷、热风温度、机组振动摆度，不准超过允许值，并作好详细的记录。 二、发电机三相电流不平衡: 1.现象: 1)定子三相电流指示互不相等，三相电流差较大，负序电流指示值也增大。 2)当不平衡超限且超过规定运行时间时，负序信号装置发“发电机不对称过负荷”信号。 3)造成转子的振动和发热。 2.原因: 1)发电机及其回路一相断开或断路器一相接触不良。 2)某条送电线路非全相运行。 3)系统单相负荷过大:如有容量巨大的单相负载。 4)定子电流表或表计回路故障也回使定子三相电流表指示不对称。 三、发电机温度异常: 1.现象:发电机绕组或铁心温度比正常值明显升高或超限，发电机各轴承温度比正常值明显升高或超限。 2.原因: 1)测量元件故障 2)冷却系统故障:冷却水压不够、冷却水量不足、管路堵塞、破裂或阀心脱落。 3)三相电流不平衡超限引起温度升高。 4)发电机过负荷。 5)冷却油盆油量不足或冷却水管破裂，导致冷却油盆混水。 3.处理: 1)判断是否为表计或测点故障:是则通知维护处理，并将故障测点退出，密切监视其它测点的温度正常。 2)若表计或测点指示正确，温度又在急剧上升，则减负荷使温度降到额定值以内。否则停机处理。 3)检查三相电流是否平衡，不平衡电流是否超限，若超限则按三相不平衡电流进行处理。 4)检查三相电压是否平衡，功率因数是否在正常范围以内，若不符合要求则调整至正常。 5)判断是否为冷却水故障引起，若冷却水温升高，则应检查和调节冷却水的流量、压力在正常范围内。 6)若为过负荷引起，按过负荷方式进行处理。 7)若为冷却水管破裂，则关闭相应阀门，停机处理。 8)运行中，定子铁心部分温度普遍升高:应检查定子三相电流是否平衡、进风温度和出风的温差、空冷器的冷却水是否正常，采取相应的措施进行处理。在以上处理过程中，应控制定子铁心温度不的超过允许值，否则减负荷停机。 9)运行中，定子铁心个别温度突然升高:应分析该点温度上升的趋势及与有、无功负荷的变化关系，并检查该测点是否正常。若随着铁心温度、进出风温差显著上升，又出现“定子接地”信号时，应立即减负荷解列停机，以免铁心烧坏。 10)运行中，定子铁心个别温度异常下降:应加强对发电机本体、空冷小室的检查和温度的监视，综合各种外部迹象和表计、信号进行分析以判断是否系发电机转子或定子漏水所至。 五、发电机进相运行: 当发电机励磁系统由于AVR原因或故障，或人为降低发电机的励磁电流过多，使发电机由发出感性无功功率变为吸收系统感性无功功率，定子电流由滞 后于机端电压变为超前于机端电压运行，这就是发电机的进相运行。进相运行也是现场经常提到的欠励磁运行(或低励磁运行)。此时，由于转子主磁通降低，引起 发电机的励磁电势降低，使发电机无法向系统送出无功功率，进相程度取决与励磁电流的降低程度。 1.引起发电机进相运行的原因: 1)低谷运行时，发电机无功负荷原已处于低限，当系统电压因故突然升高或有功负荷增加时，励磁电流自动降低引起进相(有功功率增加，功率因素增大，无功功率减小使励磁电流减小)。 2)AVR失灵或误动、励磁系统其它设备发生了故障、人为操作使励磁电流降低较多等也会引起进相运行。 2.发电机进相运行的处理: 1)如果由于设备原因引起进相运行，只要发电机尚未出现振荡或失步，可适当降低发电机的有功负荷，同时提高励磁电流，使发电机脱离进相状态，然后查明励磁电流降低的原因。 2)由于设备原因不能使发电机恢复正常运行时，应及早解列。机组进相运行时，定子铁心端部容易发热，对系统电压也有影响。 3)制造厂允许或经过专门试验确定能进相运行的发电机，如系统需要，在不影响电网稳定运行的前提下，可将功率因素提高到1或在允许进相状态下运行。此时，应严密监视发电机运行工况，防止失步，尽早使发电机恢复正常。还应注意对高压厂用母线电压的监视，保证其安全。