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6up扑克之星官网水轮发电机组运行及操作
时间:2020-06-22 02:41

  水轮发电机组运行及操作_电力/水利_工程科技_专业资料。水轮发电机组的运行及操作 一、机组运行规定 1、机组有下列情况之一者,起动前 必须顶转子: ? 新机组停运超过24h。 ? 机组运行3个月以上,停运超过 72h。 ? 机组运行一年后,停运超过24

  水轮发电机组的运行及操作 一、机组运行规定 1、机组有下列情况之一者,起动前 必须顶转子: ? 新机组停运超过24h。 ? 机组运行3个月以上,停运超过 72h。 ? 机组运行一年后,停运超过240h。 ? 新机组投运前。 ? 推力油槽排油检修后。 2、机组有下列情况之一者禁止启动: ? 检修闸门、 工作闸门或尾水闸门全关。 ? 水轮机保护失灵(过速、事故低油压、剪断销剪断)。 ? 各轴承油位未在合适范围内、油质不合格。 ? 机组冷却水、密封水不能正常供水。 ? 压油装置不能维持正常油压。 ? 制动系统不能正常工作。 ? 检修围带未排气。6up扑克之星官网 ? 顶盖排水泵故障。 ? 事故停机后,未查明原因。 ? 其它影响机组安全运行的情况 3、机组运行中有下列情况之一者应立即停机检查: ? 轴承温度突然上升或油位不正常升高或降低。 ? 冷却水中断且短时间内不能恢复。 ? 机组摆度或振动异常增加,或有撞击声及其它不正常的 噪音危及机组安全运行时。 ? 机组产生140%ne过速后,不论过速时间长短,均应停 机检查。 ? 发电机风洞内有异常焦臭味或是弧光。 4、机组在下列情况下,快速闸门应关闭: ? 机组事故停机时,遇导叶剪断销剪断。 ? 手动紧急事故停机。 ? 远方紧急停机令下达。 ? 电气测速140%Ne动作。 ? 齿盘测速145%Ne动作。 ? 机械过速保护装置动作。 5、发电机在下列情况下应进行零起递升加压试 验: ? 新投运机组或机组大修后第一次加压。 ? 主变压器零起递升加压。 ? 发电机差动保护和复合电压过流保护动作, 经外观检查及测试绝缘无异常时。 ? 发电机短路干燥或短路试验后。 6、机组零起递升加压操作应满足下列条件: ? 机组出口断路器、隔离刀闸在分闸位置。 ? 机组出口PT隔离刀闸在合闸位置。 ? 机组中性点接地刀闸在合闸位置。 ? 机组的保护应全部投入。 二、机组运行方式 1、机组带不平衡负荷的运行方式 ? 发电机持续允许不平衡电流值,正常运行时 发电机的三相电流之差不得大于额定电流的 20%,机组不得发生异常振动,且任一相电 流不得大于额定值。 2、事故过负荷的运行方式 ? (1) 在系统发生事故的情况下,为防止系统的静态稳定 遭到破坏,允许发电机在短时间内过负荷运行。 ? (2) 当发电机的定子电流达到过负荷允许值时,值班人员 应该首先检查发电机的功率因数和电压,并注意电流达到 允许值所经过的时间,不允许超过表中规定值。在允许的 持续时间内,用减少励磁电流的办法降低定子电流到正常 值,此时不得使功率因数过高和电压过低。 ? (3) 如降低励磁电流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功率。 ? (4) 过负荷运行时,应密切监视定子线圈、铁芯、空冷 器的冷、热风温度以及轴承温度,不允许超过允许值,并 作好详细记录。 3、低负荷的特殊运行方式 ? 在低负荷运行时,发电机应避开机组振 动区域运行。 4、汛期压油装置运行方式 ? 在汛期,机组压油装置额定油压下的油位 保持在70-75cm之间运行,以保证机组在 事故情况下突然甩负荷大量给油和机组能 进行黑启动。 三、机组开机前的检查与操作 一、机组检修后,启动前应按下列程序将机组恢复备用状态 1. 检修工作已全部完成,工作现场已清理,工作人员已全部 撤离。 2.收回所有工作票,拆除所有安全措施。 3. 测量机组定、转子绕组绝缘电阻合格。 4. 给上机组出口各PT高、低压侧熔断器。 5. 拉开机组各PT接地刀闸,合上机组出口隔离刀闸、各PT 刀闸及励磁变隔离刀闸和中性点接地变隔离刀闸。 6. 恢复机组LCU、保护装置、励磁装置、调速器、压油装置、 漏油装置、制动系统、水力监测、顶盖排水系统、技术供 水系统,并检查无异常。 7. 检查蜗壳、尾水放空阀及进人门关闭,导叶接力器全关, 锁锭投入,将工作闸门、尾水闸门平压后全开。 二、机组检修后起动前的检查 1.机组制动屏 ? 屏内电气接线良好,端子无松动现象。 ? 智能、齿盘测速仪在fp状态,显示为0。 ? 制动系统阀门位置在自动状态,各阀门、接头无漏气现象。 ? 上、下腔压力表指示应为0,气源压力应在0.6—0.75MPa之 间。 ? 制动电磁阀、复位电磁阀动作可靠、灵敏。 ? 剪断销信号装置正常,无断销信号。 2.励磁系统 ? 220V直流装置至调节器直流电源投入。 ? 厂用电至调节器的交流电源投入。 ? 调节屏面板上的交、直流电源开关在合位,红灯亮。 ? 调节屏无整流故障显示,风机投入在“自动”或“手动” 位置。 ? 调节屏后三相交流电源保险、直流合闸保险、直流控制保 险、励磁电压输出保险已给上。 ? 功率整流柜励磁阴、阳极刀闸在合闸位置。 ? 发电机机端PT、励磁专用PT高低压保险投入且未熔断,隔 离刀闸在合位。 3、调速器 ? 调速柜内交流220V电源开关合上。 ? 调速柜内直流220V电源开关合上。 ? 导叶 “手动/自动” 选择开关在“自动”位置。 ? 厂用屏至调速器交流电源开关已投入。 ? 导叶开度(触摸屏或开度表)与实际对应,指示为零。 ? 调速器锁锭投入、水头状态指示灯亮,滤芯状态指示灯 熄。 ? 发电机机端电调PT正常,高低压保险投入且未熔断,隔 离刀闸在合闸位置。 4、压油装置 ? 电动机外壳接地良好,绝缘合格。 ? 供油阀全开,放油阀全关,补气阀全关,排气阀全关。 ? 压油装置动力电源、操作电源投入,PLC工作正常。 ? 漏油泵为“自动”运行方式,漏油箱油位正常,阀门全开, 液位变送器、信号开关正常。 ? 自动补气装置在“切除”位置。 ? 压油罐油压、油位正常,无漏油、漏气现象;回油箱油位 正常。 ? 电接点压力表指示正常,整定值设置正确。 5、机组LCU现地控制单元柜 ? 盘后端子接线良好,盘内无任何异常信号指示。 ? 继电器安装牢固,无误动情况。 ? 控制切换开关在“现地”或“远方”控制位置,投入交直 流电源开关,PLC电源开关; ? 电源模块运行正常,电源指示灯显示与实际相符。 ? PLC运行指示灯亮,各模块运行正常,无故障指示。 ? 通讯机运行正常,无故障指示。 ? 风机运行正常,无异常声响。 ? 交流采样装置显示数据正常。 6、保护装置 ? 保护装置电源开关在投入位置,操作电源开 关在投入位置;PT二次开关在投入位置,非 电量开关在投入位置。 ? 投入保护出口连片在投入位置。 ? 装置LCD液晶所显示数据正确;无故障事故 报文。 ? 打印机装置能正常打印; ? 二次接线,插件接触良好,牢固,标签清楚 正确,连接片位置正确。 7、机组水力监测屏 ? 机组直流控制电源开关投入,交流电源保险 投入。 ? 柜上各水位仪表显示值与实际相符。 ? 盘内接线正确,盘面无故障及异常信号指示。 8、发电机部分 ? 集电环碳刷应全部回装,碳刷研磨面接触良好,压力均匀, 串动灵活、无发卡现象。 ? 发电机大轴法兰处的接地碳刷完好,无卡涩或刷辫断线现 象。 ? 发电机风洞内无异物,机组各部分应清洁。 ? 机组出口开关分、合闸正常,处于分位。 ? 机组出口隔离开关、各PT隔离开关、励磁变隔离开关在合 闸位置,且三相合闸良好。 ? 上导、推力轴承油位、油色正常,无渗漏油现象。 ? 发电机中性点接地变压器地刀在合闸位置。 9、水机部分 ? 导水机构的剪断销信号器及接线完好,各连接销子和螺丝 无松动、脱落现象。 ? 接力器各排油阀关闭严密、无漏油现象。 ? 接力器锁锭完好,在投入位置,电磁阀动作可靠。 ? 水导轴承油槽油位、油色正常,无渗漏油现象。 ? 检修围带无漏气现象,阀门在“自动”位置。 ? 顶盖排水泵完好,PLC工作正常,液位显示正常,排水泵 一台“工作”,一台“备用”。 ? 事故配压阀在复归状态,管路无渗漏油现象。 ? 水轮机顶盖清洁无杂物、无漏水现象。 ? 蜗壳、尾水进入孔、放空阀关闭严密且无渗漏水现象。 10、技术供水系统 ? 控制屏PLC工作正常,控制开关位置正确。 ? 技术供水系统各阀门位置正确,滤水器状 态正常。 ? 循环水池水位正常,技术供水系统试运行 正常。 三、机组检修后开机前的操作 1、机组压油装置建压操作 ? 手动启动压油泵将压油罐油位泵至30cm处。 ? 手动对压油罐进行补气。 ? 当补气至3.7Mpa时,关闭阀门。 ? 手动起泵将压力建至额定,观察压油罐油气 比例是否合适,否则进行补气或排气操作。 2、机组导叶接力器充油排气操作 检查机组工作门在全关位置; 打开总供油阀; 在调速器柜内打开导叶排气阀; 拔出机组接力器锁定; 将机组导叶“手动/自动”切换开关切至“手 动”位置。 在触摸屏上点击“导叶回弹”; 操作机组导叶来回全开全关几次,直至排完接 力器内空气; 关闭导叶排气阀; 全关导叶,点击“导叶压紧”或按“偏关力投 3、测量机组定子绝缘 ? 拉开机组出口开关。 ? 拉开机组出口隔离刀闸。 ? 拉开机组出口互感器和励磁变隔离刀闸。 ? 拉开机组中性点接地变压器地刀。 ? 用2500V摇表测量机组定子绝缘电阻,6up扑克之星官网,吸收 比R60″/R15″≥1.6 4、测量机组转子绝缘 拉开机组灭磁开关; 用500V摇表测量机组转子绝缘电阻应大于 0.5MΩ。 5、测量绝缘电阻规定 ? 停机后进行检修前测量绝缘电阻。 ? 检修完后恢复运行前测量绝缘电阻。 ? 其它情况需测量绝缘时。 四、机组开停机操作 一、机组开、停机操作 1、机组远方、现地自动开机操作(见监控系统运行规程)。 2、现地手动开机至空载操作 ? 检查机组具备开机条件; ? 将制动方式切“手动”,手动复归制动闸; ? 手动开启机组技术供水泵供水或开启蜗壳供水; ? 手动投机组主轴密封水; ? 手动退机组围带; ? 手动拔机组锁锭(在调速器柜和现地都可以操作); ? 将导叶手动/自动切换开关切至“手动”位置; ? 在调速器触摸屏上点击“导叶回弹”,将导叶开度“增/减”开关向增侧缓慢 旋转,开启导叶使机组转速达到额定;(空转状态) ? 将导叶手动/自动切换开关切至“自动”位置; ? 合上机组灭磁开关; ? 励磁给定电压UG设定为适当值(2000~3000V); ? 按励磁调节面板上“开机”按钮,装置自动进行它励,机端电压升至给定,点 动“增磁”按钮将机端电压升至额定。(到空载态) ? 汇报值长后由值长决定是由上位机还是现地LCU发发电令并网发电。 3、现地手动停机操作 ? 将导叶“手动/自动”切换开关切至“手动”; ? 操作导叶开度“增/减”开关向减侧缓慢旋转,将有功减为零; ? 在励磁调节屏上按“减磁”按钮将无功减为零; ? 在机组保护屏上跳开机组出口开关; ? 手动在励磁调节屏上按“停机”按钮灭磁; ? 在调速器柜上将导叶全关,按下“偏关力投入”按钮或点击“导 叶压紧”; ? 机组转速降至20%Ne(10Hz)时,手动投入制动闸; ? 机组停止转动后将制动方式切换为“自动”; ? 投入接力器锁锭; ? 手动投入机组围带; ? 手动停止机组主轴密封水; ? 手动停止机组技术供水泵供水或关闭蜗壳供水。 4、机组紧急停机操作 ? 事故情况下的紧急停机操作可在上位机紧急停机 画面里发令操作,也可以在机组现地LCU屏柜上 按“紧急停机”按钮操作。 二、机组对主变递升加压操作 ? 开机至空转状态。 ? 检查机组灭磁开关在合闸位置。 ? 手动在机组保护屏上合上机组出口开关。 ? 励磁装置处于“恒压”方式。 ? 励磁给定电压UG设定为适当值(2000~3000V);。 ? 按“开机”按钮,点动“增磁”按钮逐步将机端电压升 至额定值。 ? 注:升压时,应严密监视变压器,遇有异常,立即停止 加压,减磁或灭磁。 三、机组手动制动操作 ? 关闭自动回路阀门。 ? 待转速下降到20%Ne(10Hz)时,打开上腔手 动排气阀、下腔手动进气阀。 ? 观察下腔气压正常,风闸顶起指示灯亮。 ? 检查机组已停止转动后关闭下腔手动进气阀、上 腔手动排气阀。 ? 打开自动回路阀门。 机组正常运行时的巡视检查 一、机组正常运行时的巡视检查规定 ? 每班接班巡视后,每两小时对运行机组进 行一次巡视检查,并填写巡视记录;另外, 还应根据现场运行情况进行机动检查。 二、机组正常运行时的巡视检查内容 ? 调速器系统工作正常,各参数显示与实际相符,各指示灯指示正确,阀体 无渗漏油。 ? 回油箱油位正常;压油罐油压、油位正常,罐体及各阀门和连接法兰无渗 漏油、漏气现象;表计指示正确;压油泵运行正常。 ? 机组运行声音正常,无异常振动;风洞内无焦臭味及火花。 ? 集电环与碳刷接触良好,无火花现象及异常声响;碳刷及连接线完好,碳 刷、滑环表面及连接软线无发热、变色现象,其温度不得大于120℃;刷 握和刷架上无灰尘积垢。 ? 上导油槽盖及四周应无积油。 ? 受油器摆度正常,无喷油现象,轮叶位移传感器无异常。 ? 机组LCU屏各测点值正确,无故障报文;发电机在额定参数内运行;机组 各部温度正常。 ? 励磁系统工作正常,各表计指示在额定范围内且无异常现象或故障信号。 ? 发电机保护装置工作正常。 ? 油压装置控制屏内各设备工作正常。 ? 制动屏内气源压力正常,阀门位置正确,无漏气现象;剪断销信号装置工 作正常,无断销信号;测速仪频率显示正常。 ? 上导、推力、水导、空冷器冷却水压和主轴密封水压正常,示流信号器显 示正确;空气围带在退出状态,其气源压力正常。 ? 导叶主令控制器完好;反馈重锤无掉落现象;事故配压阀及管路无渗漏油。 ? 机组顶盖排水系统工作正常。 ? 机组中性点接地装置运行正常。 ? 水导轴承油色、油位正常,无渗漏油现象。 ? 顶盖水位正常,导水机构漏水量正常;真空破坏阀完好。 ? 大轴接地碳刷完好,接触良好;齿盘测速探头指示灯闪烁;大轴法兰无甩 油现象;推力轴承挡油筒法兰无渗漏油;下机架无滴油、滴水现象。 ? 导叶接力器无抽动现象,活塞杆无明显划痕及锈蚀;接力器端盖密封处渗 油量在合格范围内;各油管路及阀门无渗漏油。 ? 导叶开度反馈钢绳完好;剪断销信号器及接线完好;控制环润滑油充足, 动作时无异响,推拉杆及拐臂连杆锁紧螺母无松动现象。 ? 蜗壳、尾水放空阀及进入孔无渗漏水。 ? 技术供水总管压力正常,各管路法兰及阀门无渗漏水;滤水器工作正常; 采用循环水池取水时循环水池水位正常,技术供水泵运行声音应正常,无 异常振动,电机及各部轴承无过热现象。 ? 漏油箱油位正常;漏油泵工作正常。 机组故障及事故处理 一、机组故障及处理 1、机组遇下列情况之一者,值长应立即报告调度转移负荷, 解列、停机,必要时可按“事故停机”停机,并查明原 因进行处理。 ? 各瓦温急剧上升或持续上升。 ? 瓦温超过规定数值。 ? 冷却水中断且瓦温不正常地升高。 ? 轴承油面不正常升高或下降。 ? 机组转动与固定部分有金属碰击声或其它不正常的噪音 危及机组安全运行时。 ? 机组摆度、振动值超过规定标准危及机组安全运行时。 ? 顶盖排水泵故障,水位不断上涨,水导轴承将被淹没。 ? 发生其它严重危及机组安全运行的情况。 2、机组发生机械故障时,上位机有语音报警,应按 以下步骤处理: ? 值班人员应立即到现场检查故障状况及故障性质。 ? 根据故障信号指示进行分析处理。 ? 处理完毕,全面检查,将处理情况向值长汇报。 ? 复归信号并做好文字记录。 3、制动屏内电磁阀故障时应将制动系统由“自动” 改为“手动” 4、在正常停机或紧急停机时,若机组导叶已全关但 转速长时间不能降到制动转速20%Ne,则应关闭 工作闸门并检查导叶剪断销是否剪断、拐臂连杆 是否松动以及导叶开度反馈系统是否故障等,如 无异常,证明导叶关闭不严,记入缺陷记录薄, 待机组检修时处理。 5、在正常停机过程中,制动系统发生故障不能加闸 时,应将导叶开至空载使机组继续运行,制动系 统恢复正常后再停机,事故停机时,如遇此情况, 可远方关闭工作闸门停机。 6、当机组发生剧烈振动,摆度接近规定值,或者在 较大振动范围内运行时,应立即调整负荷,加强 监视,使机组迅速脱离振动范围运行,并作好停 机准备。 7、系统振荡或机组甩负荷时,应加强监视调速器的 运行情况,压油装置工作是否正常,并对机组进 行一次全面检查,发现问题及时汇报,并设法处 理。 8、顶盖水位过高故障处理 ? 检查备用顶盖排水泵是否启动,若没有运行则手动启动。 ? 检查主用泵没有启动或没有抽上水的原因,并作出相应处 理。 ? 若水泵运行正常,水位确已升高,则检查漏水增大原因, 是否主轴密封漏水过大、真空破坏阀及导水机构漏水严重 等,及时处理。 ? 若水位持续上升可能淹没水导轴承时,应转移负荷或联系 停机处理。 ? 若是液位传感器故障,应对顶盖水位加强监视并手动抽水, 及时联系维护人员处理。 ? 若水导轴承已进水,立即停机并汇报调度以及生产主管领 导。 9、轴承油位不正常(上导、推力、水导)处理 ? 上位机报“油位过高或过低。” ? 检查故障轴承油槽实际油位;若油位正常,则检 查油位信号器及回路是否有故障。 ? 若实际油位确已升高,可以判断为油冷却器渗漏 水造成,应立即停机。 ? 若实际油位降低时,检查轴承油槽及排油阀等有 无漏油,如有漏点不能处理则通知维护人员,并 监视轴承温度决定是否停机。 10、漏油泵故障处理 ? 现象:上位机报“漏油泵故障”。 ? 处理:检查动力电源是否消失,接触器是否故障, 控制电源开关是否跳闸,液位信号器是否完好,进 行维护处理。 11、轴承温度(上导、推力、水导)及空气冷却器温度升高 处理 ? 检查冷却水压、水流是否正常,如不正常,应迅速处理。 ? 检查各轴承油位、油色是否正常,有无漏油之处。 ? 对比同一部位的温度,判断是否由测温元件故障引起。 ? 检查机组摆度、振动与原始记录比较是否有明显变化, 如是摆度、振动引起,可适当调整导叶开度至摆度、振 动最小运行。 ? 倾听轴承内有无异音,判明轴承是否运行良好。 ? 调整冷却水压不能使温度下降,同时线圈温度超过额定 值时,应减小负荷。 ? 经检查确认已无法维持正常运行时,应立即联系调度解 列停机并汇报生产主管领导。 12、机组冷却水中断 ? 上位机音响报“冷却水消失”。 ? 蜗壳取水时检查是否滤水器堵塞而造成水压降 低,否则可能是蜗壳取水口拦污栅处堵塞引起, 此时应启用另一路蜗壳取水或采用循环水池取 水。 ? 循环水池取水时检查技术供水泵是否停运、水 池水位是否正常,必要时改变供水方式。 ? 若是示流信号器或信号回路误动,联系检修人 员处理。 13、导叶剪断销剪断 ? 上位机故障音响报警“水机故障”、有“剪断销剪断”报 文。 ? 机组若出现强烈振动、摆度增大现象,应立即将导叶切至 “手动”,缓慢调整导叶开度以尽量减小振动;如果通过 调整负荷,机组振动、摆度仍很大时,则联系调度申请停 机处理,并报告生产主管领导; ? 现地检查剪断销剪断情况,通知检修人员进行更换,并根 据现场实际情况决定是否停机处理。 ? 若停机时出现长时间不能达到制动转速,应迅速关闭工作 闸门。 ? 如遇剪断销更换后又连续被剪断,此时应联系停机进行排 水检查。 ? 若检查系元件误动,联系检修人员进行检查处理。 14、轴承油混水 ? 油混水报警后,应对轴承油位、油色及轴 承温度进行监视,并通知维护人员取油样 进行化验,判明油质是否良好;如发现油 质已经乳化或油位已升高及轴承温度不正 常升高时,应立即申请停机处理。 15、主轴密封水消失 ? 查是否属水压下降引起,调整水压至正常。 ? 投入备用密封水待主用密封水压正常后, 复归备用密封水。 16、回油箱油位异常 ? 上位机音响报“回油箱油位异常”。 ? 检查回油箱油位是否过低或升高,应调整 压油槽油位至正常后,对回油箱加油或抽 油处理。 17、压力油槽油压过高 ? 上位机音响报“压力油槽油压过高”,压力 指示在4.2Mpa以上,油泵可能未停止。 ? 若压油泵未停,应立即手动切除。 ? 打开放油阀,将压油槽油压调整至正常油压。 ? 查明不能停止的原因是否由PLC故障、整定 值改变、压力变送器故障等引起,若不能即 时处理应监视油压并手动启、停泵。 18、发电机温度升高 ? (1)现象: ? 发电机定子线圈或冷、热风超过额定温度报警。 ? 有、无功出力及定子电流超过额定值。 ? (2) 处理: ? 检查风洞内有无异音、异味等异常现象。 ? 检查空冷器的示流器有无指示,判断供水系统是否正常。 ? 在不影响系统的条件下,适当调整各机组间的负荷分配。 ? 检查测温装置是否故障。 ? 若上述调整无效,应联系调度减少该机组负荷,直到温度 下降到规定值以内为准。 ? 温度接近极限值时应停机处理。 19、定子一点接地 ? (1)现象: ? 发出发电机定子一点接地信号。 ? 定子三相电压不平衡。 ? (2)处理: ? 通知现场所有人员禁止进入发电机风洞及10kV开关室; ? 将厂用电源倒换至非故障段运行; ? 检查机端PT保险是否熔断,判断故障现象是否由测量回路 引起 ? 若测量回路正常,可联系调度,请求将故障机组解列停机 作进一步检查。 ? 待机组停机后,拉开机端出口刀闸及各支路刀闸,在对定 子放电后,对定子进行绝缘检测。 20、转子一点接地 ? (1)现象:发出转子一点接地信号 ? (2)处理: ? 检查接地性质,判明是金属性接地还是非金属性 接地。查看接地电阻值,较小为金属性接地。 ? 金属性接地时不允许再继续运行,除遇系统事故 外,其它均应立即联系调度转移负荷解列停机, 并汇报主管生产领导,待故障消除后再投入运行。 二、机组事故及处理 1、当机组发生事故时,应按下列步骤处理事故: ? 检查发电机灭磁开关,断路器是否跳闸,如未跳闸,应 手动开机组出口开及灭磁开关。 ? 监视自动化元件动作情况,如自动失灵应手动帮助,机 组停机过程中,应注意制动闸动作情况,检查顶盖水位 及排水泵运行情况。 ? 导叶全关,机组全停,围带给气,接力器锁锭投入。 ? 检查、记录继电保护动作情况。 ? 值班人员应根据事故信号报文,对事故进行分析处理。 ? 判明是否继电保护装置误动或由于工作人员误动而造成。 ? 事故处理完毕后,应进行全面检查,并将事故发生经过 及处理过程向领导和调度汇报并作好记录。 2、机组温度过高事故 (1)现象: ? 上位机事故音响报警,有 “语音报警”和 “温度过高”报文。 ? LCU温度模块有一点指示灯亮,温度超过 规定值。 (2)处理: ? 监视停机过程,若自动动作不良应手动帮 助。 ? 监视事故点温度变化情况。 3、压油装置低油压事故 (1)现象: ? 上位机事故语音报警,“水机事故”光字 亮,有“事故低油压”报文。 ? 压油槽压力表指示在3.0MPa以下。 (2)处理: ? 监视停机过程,若自动动作不良,手动帮 助。 ? 检查油压下降原因,并设法处理,若是大 量跑油时,应立即处理。 4、机组过速(140%额定转速)保护动作停机 ? (1)现象: ? 上位机事故语音报警,“水机事故”光字牌亮,有“机 组过速140%”报文。 ? 转速信号指示在140%左右,机组有超速声。 ? 调速器紧急停机动作,导叶全关停机。 ? 机组转速升至145%时事故配压阀动作,快速门落下。 ? (2)处理: ? 监视机组停机过程; ? 检查快速门是否已全关; ? 检查事故配压阀动作情况; ? 机组全停后,对机组进行全面检查; ? 向调度和主管生产领导汇报事故情况。 5、失磁保护动作 (1)现象: ? 发电气事故和失磁保护信号。 ? 转子电流突然为零或接近于零,定子电流升高,发电机 母线电压降低。 ? 定子电流、转子电压周期性摆动。 ? 有功出力降低并波动,无功出力大幅度进相,发电机发 出异音并强烈震动。 ? 发电机自动解列。 (2)处理: ? 立刻将机组解列停机,检查是否由于人为误碰灭磁开关 跳闸引起。 ? 检查励磁回路、转子回路是否有开路现象。 ? 检查励磁装置有无故障。 ? 检查无异常后开机至空转手动建压至额定,正常后联系 调度并入系统。 6、转子两点接地 (1)现象:先发转子一点接地信号,如未进行处理发展成 另一绝缘薄弱处被击穿,出现:转子电流增大,电压降 低;有功降低,无功减少甚至进相;机组产生异常振动。 (2)处理:立即将发电机组解列停机。汇报调度和运行主 管,联系维护人员处理。 7、发电机励磁回路断线)现象: ? 转子电流向零方向摆动,转子电压升高,同时发失磁保 护动作信号。 ? 机组有功下降,无功降低至零,定子电压急剧下降。 ? 如磁极断线则风洞冒烟,有焦臭味,发出很响的嗤嗤声。 (2)处理:立即解列停机,断开灭磁开关,如有着火,可 按发电机着火处理,汇报调度联系维护人员处理。 8、复合过流保护动作 (1)现象 : ? 发复合过流保护动作信号。 ? 机组有、无功负荷,定子电流已降为零,发电机出口开 关及灭磁开关跳闸并停机。 (2)处理: ? 对发电机出口至主变压器低压侧所属一次设备进行全面 检查。 ? 如差动保护退出,可按差动保护动作处理。 ? 摇测主变、10.5KV母线及发电机的相间或对地绝缘电阻 值。 ? 如属线路事故断路器拒跳,引起发电机复压过流保护动 作,检查线路保护已动作,而断路器未跳闸时,则立即 设法人为跳开断路器。 9、过电压保护动作 (1)现象: ? 发过电压保护动作信号。 ? 有功、无功负荷及定子电流降为零。 ? 发电机出口断路器及灭磁开关跳闸。 (2)处理: ? 如判明属系统甩负荷造成,待系统稳定后,可将 发电机投运。 ? 如判明属励磁系统故障或调速器故障引起,应立 即联系维护人员消除故障。 ? 测量机组绝缘,若合格,做零起升压,正常后恢 复送电。 10、差动保护动作 (1)现象: ? 机组有强烈的冲击声,发差动保护动作信号。 ? 机组有功、无功及定子电流降为零,出口断路器及灭磁开 关跳闸,同时事故停机。 ? 检查是否由于保护装置误动引起。 (2)处理: ? 对差动保护范围内的一次设备进行全面检查(包括发电机 内部),看是否有短路现象。如发现着火现象,在确认机 组所属设备不带电时,进行灭火。 ? 如未发现异常,测量机组绝缘,合格后经领导同意,可对 发电机做零起递升加压试验。升压时,应严密监视发电机 电压和电流的变化情况,正常后可继续投入运行,如发现 异常情况应立即停止加压,减磁或灭磁。正常后可将发电 机并入系统监视运行。 11、非同期振荡 (1)现象: ? 发电机、线路的电流表,有、无功负荷表来回剧烈摆动,通常是电 压下降,电流摆动超过正常值,转子电流在指示正常位置附近摆动。 ? 发电机发出轰鸣声,其节奏与表计摆动合拍。 (2)处理: ? 如果频率升高,应在保证厂用电正常的情况下降低发电机有功,增 加发电机无功。(但不应超过发电机允许电压110%Ue)。 ? 如频率下降,应增加有功、无功至最大值(定子电流不超过额定 值)。 ? 如因发电机失磁造成的振荡,应立即将发电机解列。 ? 非同期振荡期间,不得将调速器切手动运行(压油装置不能保持油 压时除外)。 ? 振荡时,值班人员不得自行解列机组,除非频率降低到足以破坏厂 用电的运行时(降低到46Hz及以下时),值班人员应按现场规程的 规定,实施保厂用电措施将厂用电解列,但严禁在发电机出口开关 处解列(如本站可在201DL或202DL处解列),当系统振荡消除、 频率正常后,应主动与系统并列。 12、发电机着火 (1)现象: ? 发电机密封不严处有喷烟、火星,或绝缘焦臭味 等明显着火迹象。 ? 保护动作发出电气事故和电气故障等信号及感烟 报警器报警。 ? 机组伴有强烈的轰鸣声和冲击声。 (2)处理: ? 应迅速检查发电机是否已解列停机,并立即操作 紧急停机。 ? 在判明机组确无电压,发电机出口断路器及FMK 断开后方可启动机组消防系统进行灭火。 13、发电机灭火时注意事项: ? 尽量保护发电机密封。 ? 不得使用泡沫灭火器或砂子灭火(当地面 有油类着火时,可用砂子灭火,但不得使 砂子落到发电机或轴承上)。 ? 灭火后进入风洞内检查时,必须戴隔离式 防毒面具。 The End 谢谢