第六篇 机组事故处理 第1章 主设备公用部分
1.10.2.1 确认发变组保护柜和AVR “转子接地报警”发出。
1.10.2.2 对发电机励磁系统如碳刷架、励磁交直流封闭母线、励磁变低压侧等进行全面检查，有无明显接地。 1.10.2.3 检查发电机大轴接地碳刷接触情况，禁止在接地保护投入的情况直接将大轴接地碳刷提起或进行调整。 1.10.2.4 联系检修人员用高阻万用表测量发电机转子正、负极对地及极间电压，换算绝缘电阻。
1.10.2.5 判断为保护误发信时，应退出转子接地保护，并尽快进行处理。如属发电机大轴接地碳刷接触不良，将接地碳刷处人工接地，并采取相应的防范措施后，方可处理大轴接地碳刷。
1.10.2.6 如励磁回路接地无法消除时，确认后尽快停机。
1.10.2.7 处理过程中要防止人为造成两点接地，同时加强对发电机励磁电压、励磁电流、无功功率、机组振动等的监视，发生两点接地，立即手动停机。
1.11 发电机出口电压互感器断线
1.11.1 现象
1.11.1.1 DCS“TV断线”报警信号发出，发变组保护屏对应电压互感器断线报警发出。 1.11.1.2 1TV断线时，发电机有功负荷、无功负荷及定子电压指示降低或至零。 1.11.1.3 定子电流、励磁电压、励磁电流指示正常。 1.11.2 处理
1.11.2.1 1TV断线时：
1） 应稳定发电机有、无功负荷不变，锅炉、汽机稳定参数，密切监视发电机定子电流、励磁电压、电流正常，不超过额定值，监视500kV母线电压正常。 2） 检查励磁调节器自动切至备用通道“恒压”方式运行正常。
3） 应退出发变组保护A柜逆功率、程跳逆功率、失磁、失步、定子接地（3U0、3ω）、发电机复合电压闭锁过流、定子过电压、过激磁、突然加电压、低频、高频
保护压板。
1.11.2.2 2TV断线时，应退出发变组保护A、B柜发电机匝间保护压板。 1.11.2.3 3TV断线时：
1） 仅影响励磁调节器备用通道，不影响工作通道的正常运行。
第六篇 机组事故处理 第1章 主设备公用部分
2） 应退出发变组保护B柜逆功率、程跳逆功率、失磁、失步、定子接地（3U0、3ω）、发电机复合电压闭锁过流、定子过电压、过激磁、突然加电压、高频保护压
板。
1.11.2.4 1TV、3TV同时断线时，励磁调节器自动切至“恒流”方式运行。
1.11.2.5 检查电压互感器二次小开关是否跳闸。若二次小开关跳闸，检查二次回路无异常后，合上二次小开关。
1.11.2.6 测量电压互感器二次电压，检查一次保险是否良好，如一次保险熔断，应将故障电压互感器停电，更换电压互感器一次保险。检查电压互感器无异常后将电压互感器送电，送电正常后恢复二次系统正常方式。
1.11.3 电压互感器投入良好后，投相应保护，恢复励磁调节器正常通道运行。
1.11.4 若电压互感器二次小开关合上后再次跳闸或一次保险更换后再次熔断，不准再送，联系检修处理。 1.11.5 记录影响发电机有、无功的电量及时间。
1.12 发电机定子线棒或导水管漏水
1.12.1 现象
1.12.1.1 氢气漏氢流量计读数增大，补氢量增大，氢压降低快。 1.12.1.2 内冷水箱压力升高，检测内冷水箱含氢量增大。 1.12.1.3 发电机下部检漏器集水增多，氢气湿度增大。 1.12.1.4 发电机定子内冷水压力、流量异常。 1.12.2 处理
1.12.2.1 检查发电机漏水检测液位计，确认发电机内是否有水。 1.12.2.2 提高氢压，保持氢压大于水压0.035MPa。 1.12.2.3 查找内冷水箱压力升高原因。
1.12.2.4 查找内冷水箱流量变化原因。当检查发现内冷水箱排大气口氢气含量异常增大时，应立即汇报申请停机。
1.12.2.5 加强监视发电机线圈温度，出水温度变化，必要时可降负荷，若有定子接地信号发出且中性点零序电流突变时，应立即解列停机。 1.12.2.6 如果确认发电机定子线棒及导水管漏水，则立即停机处理。
第六篇 机组事故处理 第1章 主设备公用部分
1.13 发电机线棒、线棒出水温度异常
1.13.1 当发电机温度异常告警时，应立即汇报值长，联系检修人员鉴别读数是否真实可靠，同时，做好如下检查： 1.13.1.1 发电机定子三相电流是否平衡，是否超过允许值，功率因数是否在正常范围内。 1.13.1.2 发电机水冷、氢冷系统冷却条件是否改变，若有异常，应设法恢复正常运行。 1.13.1.3 通知热工人员立即检查测温装置、测温元件是否完好。
1.13.1.4 结合线圈层间温度及相应的出水温度进行综合分析，判断发电机定子线圈水回路是否有堵塞现象。
1.13.1.5 发电机温度的任何突然改变、不稳定，或继续增加都说明发电机内部有异常，要加强监视、分析，记录有关数据，经降负荷处理无效后，应尽快安排停机处理。 1.13.2 定子线棒支路出水温差达到8℃而小于12℃；线棒出水管出水温度达85℃；并联引线、主出线进出水温升达到31℃；线棒层间温差达到10℃而小于14℃，层间最高温度达90℃，则：
1.13.2.1 稳定负荷，记录所有测温元件的温度读数，如温度上升应立即降低负荷。检查异常温度点对应的线棒、出水温度、铁芯等是否异常升高。 1.13.2.2 在发电机测温端子板上直接测量和记录上述温度读数以确认监测系统是否故障。
1.13.2.3 减少15%-20%负荷，以5%为一级逐级减少，并保持每级负荷稳定一定的时间使读数稳定。如果在不同负荷下某个读数始终显示异常读数，说明测温元件有问题。 1.13.2.4 原因不清则申请停机对机内进行进一步检查。
1.13.2.5 发电机解列后待温度基本稳定时测量同一类水支路的测温读数，若读数一致，说明水支路有问题。若仍然有上述异常，则测温元件或线路有问题。 1.13.3 发电机出水温差接近12℃或总出水温度接近85℃或线棒层间温差接近14℃，则：
1.13.3.1 机组立即降10%负荷使温差或温度低于限值，并核对读数的正确性。若确属绕组内部有问题，则立即解列停机，并检查原因。 1.13.3.2 如总出水管的出水温度过高则要先检查进水温度是否过高，冷却器投入正常，并对比分析其他出水温度及氢温等其他参数。
1.13.3.3 检查处理过程中，应加强对发电机温度监视，如果温度或温差继续上升，线棒出水温差达12℃或总出水温度达85℃，或线棒层间温差达14℃，应立即解列，停机检修。
1.13.3.4 并列引线、主引线和出线套管内导电杆、中性点母线，因各个部件的水阻差异较大，因此他们之间不能相互比较，对这些温度应跟踪其趋势，如果他们偏离正常值5℃，则应加以分析。当其中任一温度中有达到90℃时，则立即降低负荷使温度低于限值，检查确认读数是否正确。如确认读数正确，发电机应解列停机处理。
第六篇 机组事故处理 第1章 主设备公用部分
1.14 液体检漏器液位高报警
当四个液体检漏器中任一个液位达到报警值时，发出此报警信号，运行人员应检查全部检漏器，确定是哪一个检漏器报警，判断故障程度并进行处理。
1.14.1 打开各检漏器放液阀，检查泄漏的是油还是水；若泄漏为内冷水，应立即检查原因，按本章第4.15条“发电机定子线棒或导水管漏水”处理。若为循环水，应立即检查确认泄漏的氢冷器，进行隔离。若为密封油，应全面检查密封油系统，重点检查消泡箱、氢侧回油箱油位，检查分析进油原因。 1.14.2 检测器中的液体排净后应立即关闭放液阀。
1.14.3 如泄漏量很小，从排净液体至发报警时间间隔很长，则不需采取紧急措施。
1.14.4 如泄漏量较大，排净液体后很快又报警，则应立即查明原因及时消除，否则尽快申请停机处理。 1.14.5 发生泄露现象时，应适当提高氢压，避免或减少漏水，尽快申请停机处理。 1.14.6 对漏油水情况做好详细记录。
1.15 发电机绝缘过热监测装置报警
1.15.1 首先确认监测装置的报警确实无误：联系检修查阅发电机绝缘过热监测装置打印输出曲线，若曲线符合发电机故障特征曲线(电流小于75％，过滤器投入后电流值恢复到75％以上，过滤器切除，电流又小于75％)，则判断发电机内部异常，应立即取样进行色谱分析；否则，属监测装置本身误动，通知检修处理监测装置。 1.15.2 检查监测装置管道上的滤油器是否有过量积油。
1.15.3 检查发电机下部浮子式液位监视器内是否经常积油，用以了解机内氢气中是否带有大量油雾。
1.15.4 在判断为机内异常情况后，联系检修人员将监测装置内的取样管取出进行试验分析。与此同时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，并监视发电机运行参数（负序电流、线圈及铁心温度、各冷却介质的温度）的变化情况，检查发电机本体振动、声音、温度、气味等有无异常情况。 1.15.5 如果发现同类水路中槽内最高温度或其最高与最低的温差，或水支路内的出水温差在同一时期内亦出现比较明显的增值，甚至接近或达到报警限值，则应立即按本章第40.16条处理。此外，当任何槽内层间温度在同一时期内发生了比正常情况下有明显的增高时，亦应按本章第40.16条处理。 1.15.6 如果出水温差或槽内层间温差在同一时期达到跳闸值时，则应先解列再作检查。
1.15.7 如果与监测装置报警的同一时期内，转子轴振有明显的增加，则需要检查转子是否有匝间短路。 1.15.8 如果同时出现定子铁芯温度超限或温度比正常时有明显的增加时，应分析定子铁芯有无过热的问题。
1.15.9 检查是否由于表计或仪用电流互感器回路故障引起。若不是表计或测量回路问题，同时严密监视发电机振动及出风温度变化情况。当发电机振动超过规定值时，
第六篇 机组事故处理 第1章 主设备公用部分
应解列停机。
1.16 发电机着火或机内氢气爆炸
1.16.1 现象：
1.16.1.1 发电机内有剧烈的爆炸声，有油烟等喷出，有焦臭味。 1.16.1.2 发电机铁芯、线圈温度急剧上升。
1.16.1.3 发电机出口氢温升高，定子冷却水出口温度升高。
1.16.1.4 发电机内部氢压升高或急剧下降，纯度下降，甚至表计损坏。 1.16.2 原因
1.16.2.1 发电机漏氢并遇有明火。
1.16.2.2 发电机氢纯度下降，含氧量超标达到临界点以上。同时，机械部分碰摩、摩擦产生火花。 1.16.3 处理
1.16.3.1 立即破坏真空紧急停机。
1.16.3.2 对发电机进行紧急排氢，开启事故排氢门。
1.16.3.3 向发电机内充入二氧化碳，置换氢气，保持发电机内压力0.02MPa左右，在机内氢气未排空之前，应保持密封油系统运行。 1.16.3.4 氢系统泄漏，应设法隔离，泄漏点周围严禁用明火，开关阀门时使用铜扳手，避免撞击或摩擦产生火花。
1.16.3.5 如发电机各部温度急剧升高，应尽快检查发电机冷却水系统运行是否正常，尽量降低各部温度，保持盘车及水冷系统连续运行。
1.16.3.6 发电机灭火应使用二氧化碳灭火，不得使用泡沫式灭火器或砂子灭火；发电机的灭火工作应在主开关及厂用分支开关跳闸、发电机灭磁后进行。 1.16.3.7 禁止在火熄灭前将机组完全停止转动，避免一侧过热而致大轴弯曲。在发电机转子完全静止后，尽快投入连续盘车或间断盘车，按值长命令进行处理。 1.16.3.8 对发电机系统进行隔离。
1.16.3.9 发电机内部氢气纯度下降，应及时排污。氢系统泄漏，应设法隔离，并且泄漏点周围严禁用明火，包括开关阀门时阀门扳手与手轮间的撞击或摩擦亦应该绝对避免。
