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　　1发电机概况 我公司2台660MW发电机采用由哈尔滨汽轮发电机有限公司引进美国西屋技术生产的汽轮发电机组，型号为QFSN-660-2，排列方式为室内纵向顺列布置，标高为13.7m。发电机的冷却方式为水、氢、氢。发电机的励磁型式为发电机出口接带励磁变的全静态励磁系统。 该发电机转子采用国内有成熟经验的气隙取气冷却方式，其他主要结构均保留西屋公司原有的成熟可靠结构，如穿心螺杆、磁屏蔽、分块压板固定的定子铁芯、上下层不同截面的定子线圈、刚-柔结构的定子端部固定、端盖式轴承、可倾瓦式、双流双环式密封瓦等以保证足够的运行可靠性。 发电机型号QFSN-660-2所代表的意义是：额定功率660兆瓦、二极水氢氢汽轮发电机。 QF——代表汽轮发电机 S——代表定子水内冷 2——代表2极 N——代表氢内冷 2发电机设备规范 附 表 表1 发电机技术数据表 序号 名 称 单位 设计值 试验值 保证值 备注 1 规格型号 发电机型号 QFSN-660-2 额定容量SN MVA 733.3 额定功率PN MW 660 660 最大连续输出功率Pmax MW 703 或与汽轮机匹配 最大连续输出容量Smax MVA 781.1 对应汽机VWO工况下输出功率 MW 723 或与汽轮机匹配 对应汽机VWO工况下功率因数 0.9(滞后) 对应汽机VWO工况下氢压 MPa 0.5 对应汽机VWO工况下发电机冷却器进水温度 ℃ 26 额定功率因数cosφN 0.9 定子额定电压UN kV 20 定子额定电流IN A 21170 额定频率fN Hz 50 额定转速nN r/min 3000 额定励磁电压UFn V 460.2 (90℃ 额定励磁电流IfN A 4487 空载励磁电压Ufo V 142 (75℃ 空载励磁电流Ifo A 1437 定子绕组接线Y 冷却方式 水氢氢 励磁方式 静止励磁 通风方式 密闭强制循环 2 参数性能 定子每相直流电阻（75℃ Ω 0.00127 转子绕组直流电阻（75℃ Ω 0.0974 定子每相对地电容 A μF 0.274 B μF 0.274 C μF 0.274 转子绕组自感 H 0.739 直轴同步电抗Xd % 249.624 横轴同步电抗Xq % 242.985 直轴瞬变电抗（不饱和值）Xdu＇ % 33.352 直轴瞬变电抗（饱和值）Xd＇ % 29.350 ≤30 横轴瞬变电抗（不饱和值）Xqu＇ % 47.591 横轴瞬变电抗(饱和值)Xq＇ % 41.880 直轴超瞬变电抗(不饱和值)Xdu＇＇ % 24.333 直轴超瞬变电抗(饱和值)Xd＇＇ % 22.386 ≥20 横轴超瞬变电抗（不饱和值）Xqu＇＇ % 23.684 横轴超瞬变电抗（饱和值）Xq＇＇ % 21.789 负序电抗（不饱和值）X2u % 23.684 负序电抗（饱和值）X2 % 22.087 零序电抗（不饱和值）Xou % 11.048 零序电抗（饱和值）X0 % 10.495 直轴开路瞬变时间常数Tdo＇ S 8.728 横轴开路瞬变时间常数Tqo＇ S 0.970 直轴短路瞬变时间常数Td＇ S 1.026 横轴短路瞬变时间常数Tq＇ S 0.209 直轴开路超瞬变时间常数Tdo＇＇ S 0.046 横轴开路超瞬变时间常数Tqo＇＇ S 0.067 直轴短路超瞬变时间常数Td＇＇ S 0.035 横轴短路超瞬变时间常数Tq＇＇ S 0.035 灭磁时间常数Tdm S ＜3 转动惯量GD2 N·m2 3.86X105 短路比SCR 0.48 ≥0.48 稳态负序电流I2/IN % ≥8 暂态负序电流（I2/IN）2t S ≥10 允许频率偏差 % 2 允许定子电压偏差 % 5 失磁异步运行能力 MW 264 失磁异步运行时间 Min 15 进相运行能力 MW ≥660 进相运行时间 H 寿命期内长期连续 电话谐波因数THF % ≤0.5 ≤0.5 电压波形正弦畸变率Ku % ≤1 ≤1 三相短路稳态电流 % 149.94 暂态短路电流有效（交流分量） 相—中性点 % 546.37 相—相 % 379.81 三相 % 384.30 次暂态短路电流有效值（交流分量） 相—中性点 % 599.02 相—相 % 427.46 三相 % 490.30 三相短路最大电流值（直流分量峰值） % 631.74 相—相短路最大电磁转矩 kN.m 1.36X104 转子轴电压 V ≤10 2.6 轴承绝缘电阻正常/最小值 MΩ 10/1 最大允许超速 % 120 失步功率 MW 901 额定负荷下的不同步能力 机组带励磁失步，如振荡电流和力矩小于0.6～0.7倍出口短路相应值时，允许运行时间为20个振荡周期 电动机状态运行能力 S 60 调峰能力 允许二班制调峰运行 发电机使用寿命 年 ≥30 ≥30 噪音 dB（A） ≤85 ≤85 3 振动值 临界转速（一阶） r/min 733 临界转速（二阶） r/min 2074 临界转速轴承振动值 垂直 Mm ≤0.08 水平 Mm ≤0.08 超速时轴承振动值 垂直 Mm ≤0.06 水平 Mm ≤0.06 额定转速时轴承振动值 垂直 Mm ≤0.025 水平 Mm ≤0.025 临界转速轴振动值 垂直 Mm ≤0.15 水平 Mm ≤0.15 超速时轴振动值 垂直 Mm ≤0.1 水平 Mm ≤0.1 额定转速时轴振动值 垂直 Mm ≤0.05 水平 Mm ≤0.05 定子绕组端部振动频率fv Hz 64.16 ≤94 ≥115 定子绕组端部振动幅值 Μm ≤120 轴系扭振频率 Hz 见1.3.1 4 损耗和效率（额定条件下） 定子绕组铜耗Qcu1 kW 1709.7 定子铁耗Qfe kW 420.6 励磁损耗Qcu2 kW 2010.4 空载附加损耗 Qdo（kW） kW 184.9 励磁变压器＋整流柜的损耗 kW 66.3 短路附加损耗QKd kW 1346.1 机械损耗Qm kW 1134.8 总损耗ΣQ kW 6806.4 满载效率η % 98.98 ≥98.95 5 绝缘等级和温度 定子绕组绝缘等级 64.7 ＜85 进水45 定子绕组THA工况下绕组出水温度 ℃ 67.4 ＜85 进水45 定子绕组T-MCR工况下绕组出水温度 ℃ 68.7 ＜85 进水45 定子绕组VWO工况下绕组出水温度 ℃ 72.7 ＜90 进水45 定子绕组THA工况下层间温度 ℃ 75.4 ＜90 进水45 定子绕组T-MCR工况下层间温度 ℃ 76.7 ＜90 进水45 定子绕组VWO工况下层间温度 ℃ ＜90 定子铁心绝缘等级 F级 定子铁心THA工况下最热点温度 ℃ 80.3 ＜120 进风46 定子铁心T-MCR工况下最热点温度 ℃ 82 ＜120 进风46 定子端部结构件THA工况下温度 ℃ ＜120 ＜120 最高温度 定子端部结构件T-MCR工况下温度 ℃ ＜120 ＜120 最高温度 定子端部结构件VWO工况下温度 ℃ ＜120 ＜120 最高温度 转子绕组绝缘等级 F级 转子绕组THA工况下温度 ℃ 90.9 ＜115 进风46 转子绕组T-MCR工况下温度 ℃ 96.1 ＜115 进风46 集电环温度 ℃ ＜120 ＜120 最高温度 6 冷却介质的压力、流量和温度 (1) 定子水冷却器 定子线 每个冷却器百分比容量 100 定子冷却水进口水温 ℃ 45～50 定子冷却水THA工况下出口水温 ℃ 64.7~69.7 定子冷却水T-MCR工况下出口水温 ℃ 67.4~72.4 定子冷却水VWO工况下出口水温 ℃ 68.7~73.7 定子冷却水电导率 μS/cm 0.5～1.5 定子冷却水压力P MPa(g) 0.25～0.45 定子冷却器堵管率 % 5 定子水冷却器进水温度 ℃ ≤38 定子水冷却器出水温度 ℃ 一联会提供 定子水冷却器冷却水流量 m3/h 200 (2) 氢气冷却器 气体冷却器数目 2组 每个冷却器百分比容量 退出一个冷却器发电机出力 MW ≥528 ≥528 气体冷却器进水温度 ℃ ≤38 气体冷却器出水温度 ℃ ≤48 气体冷却器冷却水流量 m3/h 2X300 发电机进口风温 ℃ 45?1 发电机THA工况下出口风温 ℃ 65 进风46 发电机T-MCR工况下出口风温 ℃ 68 进风46 发电机VWO工况下出口风温 ℃ 69 进风46 额定氢压 MPa(g) 0.5 最高允许氢压 MPa(g) 0.52 发电机机壳容积 m3 110 含转子 发电机漏氢量（保证值） Nm3/24h 11 氢气干燥器形式 吸附式 (3) 油系统 轴承润滑油进口温度 ℃ 40～45 轴承润滑油出口温度 ℃ ＜70 轴承润滑油流量 L/min 2×700+15 密封瓦进油温度 ℃ 40～45 密封瓦出油温度 ℃ 空侧56/氢侧65 密封瓦油量 氢侧 L/min 2×25.5 空侧 L/min 2×140 密封瓦温度 ℃ ＜80 氢侧+空侧密封油冷却器冷却水量 m3/h 120 7 主要尺寸和电磁负荷 定子铁心外径Da Mm 1316 定子铁心内径Di Mm 2673.36 定子铁心长度Li Mm 6300 气隙（单边）g Mm 88 机内氢压 MPa 0.5 定子槽数Zi 42 定子绕组并联支路数a1 2 定子导线尺寸 空心导体尺寸w×h—壁厚 Mm 8.2×4.9－1.45 实心导体尺寸w×h Mm 8.2×2.6 每槽线圈股数 空心导体数量 N 36 实心导体数量 N 72 定子电流密度J1 A/mm2 7.54/9.42 上层/下层 定子线负荷Ast A/cm 2151 定子槽主绝缘单边厚度 Mm 4.6 定子线棒绝缘引水管内径 Mm 16 定子总重量 T 290 定子运输重量 T 300 定子运输尺寸L×W×H Mm 10420X4000X4332 转子重量 T 66.5 转子外径D2 Mm 1140 转子本体有效长度 Mm 6250 转子运输长度L2 Mm 12800 转子槽数 32 转子槽尺寸m×h Mm 42.1X181 转子每槽线 每匝铜排尺寸m×h Mm 39X14.6 转子电流密度J1 A/mm2 9.94 转子槽绝缘单边厚度 Mm 1.3 气隙磁密Bs T 9759.1 转子匝间绝缘厚度 Mm 0.4 护环直径DK Mm 1238 护环长度LK Mm 890 集电环外径 Mm 380 8 主要材质和应力 定子硅钢片型号 50W310 硅钢片厚度 Mm 0.5 铜线（空心） SBZESB/155（实心） 转轴材料型号 25Cr2Ni4MoV 转轴材料脆性转变温度FATT ℃ -23（径向试棒） 转轴屈服极限σs N/mm2 660～670 转轴安全系数K 2.5 转子铜排型号 精拉含银铜排 定制 转子铜排屈服极限σs N/mm2 ≥180 护环材质型号 1Mn18Cr18N 护环屈服极限σs N/mm2 1070～1210 护环安全系数K K 1.65 转子槽楔材质型号 LY12-CZ及铍铜合金（端头槽楔） 集电环材质 50Mn 碳刷材质 634 摩根碳刷 定子冷却水系统密封材料 聚四氟乙烯 定子绝缘引水管更换周期 两个大修期 9 耐压水平 定子工频耐压 kV ≥43 转子耐压 V ≥4602 定子线棒冲击耐压水平 kV ≥72 10 发电机综合尺寸 长度（包括隔音罩刷架） M 15.719 宽度（包括发电机底座） M 4.598 高度（包括发电机底座） M 4.970（运行平面以上） 表2 励磁系统技术数据表 序号 名 称 单位 设计值 试验值 备注 励磁系统制造厂 励磁系统型号 1 励磁功率整流柜 型式 功率放大器 整流方式 额定电流 功率放大器组数 并联支路数 2 磁场断路器 额定电压 V 额定电流 A 开断电流(最大) kA 控制电压（直流） V 3 AVR性能 电压调整范围 %Un 手动调整范围 %Ifn 调整偏差（精度） % AVR配置（通道） 双微机 顶值电压倍数/强励时间 /s 顶值电流倍数 响应时间 S 4 灭磁电阻 —型式 —工作能容 —灭磁控制电压值 —线性电阻串并组数 —灭磁时间 强励灭磁控制电压值 过电压保护 —型式 —工作能容 —整定电压值 辅助设备 轴电压抑制设备 5 励磁变压器 制造厂 金盘 / 顺特 型式 干式 型号 额定容量 kVA 3×2800 额定电压 初级 kV 20/√3 次级 kV 网侧频率 Hz 50 相数 三个单相 额定磁密 T 网侧绕组导体有效截面积 Mm2 阀侧绕组导体有效截面积 Mm2 连接方式 接线组 终端引出及接地方式 绝缘等级 绝缘耐受电压 kV 冲击电压 高压侧 kV 低压侧 kV 工频耐受电压（1min） 高压侧 kV 低压侧 kV 防护等级 冷却方式 损耗 铜损 kW 铁损 kW 附加损耗 kW 总损耗 kW 效率 % 电压调整 % 阻抗电压 % 正序阻抗 % 零序阻抗 % 高压绕阻电阻 Ω 励磁电流 A 噪音水平 dB(A) 过负荷能力 kVA 外形尺寸长×宽×高 Mm 运输尺寸长×宽×高 Mm 单台重量 T 3发电机投运前的准备 汽轮发电机组油系统正常，不应有漏油现象, 各设备完好，油箱油位正常。检查冷油器出油温度，如果油温过低，将冷油器进水门关闭，出水门可在开启状态。冬季可适当提前投运电加热器预先加热。 检查发电机密封油系统正常。根据需要，进行氢置换。 检查发电机内冷水系统及氢气系统正常。 新装或吊芯检修后的变压器投运前经试验、合格。 投运前发电机碳刷的检查： 停机期间应取出电刷，以避免集电环的电腐蚀。 新电刷使用前必须研磨，使之与集电环轮廓相匹配，严禁电刷与集电环之间形成线接触或点接触。最好用外包砂纸的与集电环等直径的圆桶，沿转子旋转方向研磨电刷，如何用刀刮去电刷表面的沙粒，确保电刷不埋入沙粒。 导电配合面上堆积的任何氧化物可以用砂纸清除。 新电刷与刷盒的间隙是40－250微米。 弹簧压力是12－16N。 4发电机并网条件 1）确认汽机转速稳定在3000r/min，DEH系统运行正常。 2）汽机空负荷运行时各控制指标均无异常变化，辅机运行正常。 3）机组在3000r/min下进行的试验工作已结束。 4）蒸汽参数稳定。 5）锅炉燃烧稳定。 6）锅炉启动旁路系统正常。 7）应具备的条件 发电机声音正常，振动不超过0.125mm。 发电机冷却系统运行正常，无漏油、氢、水的现象。 调节氢气冷却器的冷却水量，投入氢温控制自动，冷氢设定值为45℃。 调节发电机定子冷却器出水温度，投入定子冷却水温控制自动，设定值为46℃。 确认氢侧和空侧密封油冷却器出口油温在40℃—49℃之间。 确认发电机内氢气压力为0.5MPa左右，纯度为96.5%以上。 发变组出口断路器SF6气压正常，操作电源已送电。 发变组所有保护按照规定投入，试验正常。 发变组同期回路进行检修或同期装置更换部件，必须做假同期试验正常。 发变组出口隔离开关合上。 5发电机停运后的保养 1）发电机内仍有氢气时密封油系统应连续运行，有关报警系统应投入。 2） 停机期间发电机内充满氢气时，应保持机内温度≥5℃以及较低的湿度，以免机内结露。 3 ）密封油冷却器出口油温应控制在27℃—52℃。 4） 维持氢气纯度在96%以上，当氢气纯度低于96%时，应排污、补氢置换至合格。 5） 定期检查定子冷却水导电率，应维持不超过1.5μS／cm。 6）发电机环境温度应维持5℃以上。 7）当发电机运行超过2个月，如遇停机机会，应对定子绕组进行正反冲洗，以确保水回路的畅通。 8） 长期停运，应进行气体置换。 6事故处理 6.1 发电机有下列情况之一时，应紧急解列发电机 6.1.1 机组故障，保护或开关拒动。 6.1.2 发电机内有摩擦、撞击声，振动超过允许值。 6.1.3 发电机机壳内氢气爆炸、冒烟或着火。 6.1.4 发电机出口PT或CT冒烟或着火或爆炸。 6.1.5 发电机励磁变发生冒烟着火时。 6.1.6 大量向发电机内漏水、漏油。 6.1.7 发电机漏水且伴随有定、转子接地。 6.1.8 发电机定子线秒或定子冷却水出水温度达90℃。 6.1.9 发变组主开关以外发生短路，定子电流表指向最大，电压严重降低，发电机后备保护拒动。 6.1.10 发生需要紧急停机人身事故。 6.1.11 机炉故障需要紧急停机。 6.2 发电机发生下列条件时，应申请停机 6.2.1 发电机由于某种原因造成无主保护运行（因工作需要短时停一套保护并能很快恢复，并有相应的措施除外）。 6.2.2 发电机层间温度大于90℃或线 转子匝间短路严重，转子电流达到额定值，无功仍然很小。 6.2.4 发电机铁心温度大于130℃，确认测温元件无误时。 6.2.5 发电机定子线 事故现象： 报警窗显示“泄漏”。 CRT画面上检漏装置报警。 6.3.2 事故原因： 发电机油氢压差阀故障，导致油氢压差过大，密封油进入。 发电机密封油回油不畅。 6.3.3 事故处理： 汽轮机在起动或正常运行中，当出现发电机泄漏报警应立即检查发电机油氢压差阀调节状态是否正常，如不正常进行手动调节，然后再进一步分析原因。 就地检查发电机油氢压差阀氢油信号管、门是否正常，如不正常联系热控处理。 就地及时排污，若发电机氢压过低应及时进行补氢。 严密监视发电机氢纯度是否合格，并能做到及时补排，联系检修共同处理。 汇报值长，必要时可降负荷运行。 6.4发电机各部分的温度超过规定值 6.4.1 事故现象： 1）DCS报警窗报警。 2) 发电机定子线) 发电机内冷水温度异常。 4) 发电机冷、热氢气温度异常。 6.4.2 事故原因： 发电机定子内冷水系统异常。 发电机氢冷系统异常。 发电机铁芯硅钢件部分短路。 发电机三相电流不平衡。 5）温度元件失灵。 6.4.3 事故处理： 监视发电机各部温度及各参数，确定异常参数的变化趋势。汇报值长。 发电机温度的任何突然改变、不稳定、或继续增加都说明情况异常，应立即降负荷，控制各部温度不超过规定值。 检查三相电流是否超过允许值，不平衡度是否超过允许值，如有三相不平衡电流按发电机三相电流不平衡处理。 发电机冷、热氢气出口风温度高，应检查氢冷却器系统，其冷却器的冷却水流量是否正常，如氢气冷却器冷却效率低，应检查冷却器内有无空气和堵塞。 发电机冷、热氢温度明显升高时，还应怀疑到铁芯硅钢件部分短路引起的可能性，如果冷氢温度自动调节不正常，应改用手动调节；如果是铁芯硅钢件部分短路应降负荷，作停机处理。 如发电机氢气压力低时，应查明原因并补氢。 定子线棒温度异常、定子内冷水温度异常，检查冷却水系统工作是否正常，如有异常进行调整。 若定子线棒某点温度突然明显升高时，除检查测温装置和测温元件外，如发现温度随负荷电流的减少而显著降低，应考虑到定子线棒通水支路会否有阻塞现象；此时应严格监视温度不超过正常运行值，当判明温度升高是由通水支路阻塞引起的，申请停机处理。 适当降低发电机无功负荷，但功率因数不得超过0.98（迟相），电压不得低于19kV。 查看相对应的出水温度及其它温度测点指示，进行核对,分析判断是否检测元件故障。 检查发电机测温元件接线端子板上的接线柱有无腐蚀、松动现象,以确定是否由其引起，如有异常通知检修处理。 适当降低发电机负荷，并加以稳定，观察其变化趋势，如在不同负荷工况下某元件始终显示异常，说明该热电偶及电阻元件可能损坏。 经上述处理无效或表明发电机内部异常时，应降低有功负荷，使温度或温差低于限额，并汇报值长，要求检修人员进行进一步检查确认。当发电机任何两个上层或下层线圈出水最高和最低温度温差达12℃，或任何线℃，或任何线圈层间最高最低温度温差达14℃ 6.5发电机过负荷运行 6.5.1 事故现象：定子电流超过额定值。 6.5.2 事故处理： 1)发电机正常运行时不允许过负荷运行，只有在事故情况下允许短时间过负荷，但为防止发电机损伤，每年过负荷不得超过二次。其持续时间按下列规定： 定子电流/定子额定电流 1.27 1.32 1.39 1.50 1.69 2.17 允许事故过负荷时间（s） 60 50 40 30 20 10 2)当发电机定子电流超过正常允许值时,首先应检查发电机功率因数和电压，并注意过负荷运行时间，做好详细记录。 3)如系统电压正常，应减少无功负荷，使定子电流降低到允许值，但功率因素不得超过0.98（迟相），定子电压不得低于19kV。 4)如发电机电压低于19kV，不能减无功，应报告值长，降低有功负荷。 5)加强对发电机各测点温度的监视，当定子或转子绕组温度偏高时应适当限制其短时过负荷的倍数和时间。 6.6 发电机漏氢 6.6.1 事故现象： 发电机氢压下降速度增快，补氢次数明显增加，补氢量增大。 6.6.2 事故处理： 1)汇报值长，立即寻找漏氢点并设法阻止漏氢的发展。 2)联系补氢，恢复正常氢压。 3)如氢压继续下降，补氢仍不能保持正常氢压时，则应降发电机负荷，使各部温度保持正常，并请示总工程师停机。 6.7发电机氢系统着火 6.7.1 事故现象： 1)氢气泄漏点发出轻微爆炸声，并有明火 2)发电机内部着火，有异常声音。 3)发电机内部各部温度升高。 4)发电机内部氢压波动较大。 6.7.2 事故处理： 采取措施，设法阻止漏氢。 停止向发电机补氢，用二氧化碳灭火。 若发电机内部着火、爆炸，应立即打闸停机、解列发电机，并排氢向发电机内充入二氧化碳灭火，并保持转子转速在300—500r/min。 维持发电机密封油及冷却系统正常。 6.8 发电机非同期并列 6.8.1 事故现象： 发电机各表计剧烈摆动。 发电机声音异常。 6.8.2 事故处理： 立即解列发电机，并对发电机进行全面检查，并进行必要的电气试验。 查明非同期并列的原因，检查发变组无异常，消除并确认无问题后，方可重新并列。 重新并列前必须使发电机零起升压，检查无问题后方可并列。 6.9 发电机变为同步电动机运行 6.9.1 事故现象： 发电机有功指示为负值，无功表指示通常升高。 系统频率可能降低，定子电流指示降低，定子电压、转子电压、电流表指示正常。 “逆功率动作”信号发出。 6.9.2 事故处理： 报警确认，汇报值长。 若逆功率保护动作发电机跳闸，检查确认厂用电切换成功。待查明原因，排除故障后，重新并网。 若逆功率保护未动作跳闸时，应立即将发电机解列。 6.10 发电机发生振荡或失步 6.10 .1 事故现象 发电机的有功、无功表指示在全范围内摆动。 发电机定子电流剧烈变化，有可能超过正常值。 发电机定子电压和500kV母线电压降低并剧烈变化，通常是降低。 发电机转子电压、电流在正常值附近摆动。 发电机发出节奏与表计读数摆动合拍的轰呜声。 可能发出发电机失步、失磁信号。 若同时有系统频率读数变化并摆动，而发电机电压、电流、有功摆动不剧烈则为系统振荡。 强励可能动作。 6.10 .2 事故处理 若振荡是由于发电机非同期并列或失磁引起，应立即将发电机解列。 若发电机运行中因系统故障引起发电机振荡，应尽可能地增加发电机的无功，提高系统电压，并适当降低发电机的有功负荷，将发电机拖入同步运行。 在AVR自动方式运行时，严禁干扰电压调节器工作，在AVR手动方式运行时，应尽可能地增加转子电流,直到允许过负荷值，此时，按发电机事故过负荷规定执行。 采取上述调整措施仍不能恢复同期时，应请示调度同意后，将机组解列。并及时调整频率与电压，按调令重新将发电机与系统并列。 6.11 发电机三相电流不平衡 6.11.1 事故现象： 当发电机负序电流达到8%额定电流值时DCS报警窗报警。 发电机转子温度升高。 机组振动。 6.11.2 事故原因： 机组内部故障引起。 厂用电系统缺相运行。 励磁系统交流侧缺相运行。 系统故障引起。 发电机出口CT及测量回路故障 6.11.3 事故处理： 报警确认，汇报值长。 对发变组进行全面检查。 在负序电流＜8%额定电流值且定子最大电流未超过额定值时，允许连续运行。 当负序电流＞8%额定电流值时，应向调度汇报，降低发电机无功负荷或有功负荷，将负序电流降至允许值范围内。 如果负序电流达到8.5%额定电流值时，负序保护将启动，延时将机组与系统解列，按事故停机处理。 若不平衡由于机组内部故障引起，则应停机灭磁处理。 若不平衡由厂用电系统、励磁系统缺相运行引起，应向调度汇报，并采取相应措施。 若发电机不平衡由系统故障引起，应立即汇报调度，设法消除。并在发电机带不平衡负荷运行的允许时间未到达之前，拉开非全相运行的线路开关，以保证发电机安全运行。 发电机在带不平衡电流运行时，应加强对发电机转子发热和机组振动的监视和检查。 6.12 发电机定子接地 6.12 .1 事故现象： 发出“发电机定子接地”信号报警。 故障录波器动作。 6.12 .2 事故处理： 汇报值长。 如保护动作发电机跳闸，按发电机事故跳闸处理。 如发电机未跳闸，应检查发电机有无漏水等故障，全面核对表计，如判明是发电机定子接地，应立即停机处理。 经检查判断接地点发生在发电机外部，则通知检修人员尽快设法消除。 6.13发电机电压回路断线事故现象： 有电压回路断线信号。 电压表、功率表指示下降。 PT高压熔断器熔断，可能有接地信号出现。 6.13.2事故处理： 记录时间，作为丢失电量计算的依据。 停用断线PT有关保护和自动装置。 检查PT一、二次回路,若一次熔断器熔断，应对PT进行检查，检查无异常后更换熔断器。 若二次侧小开关，更换二次侧保险。 应根据命令将励磁方式恢复到正常运行方式。 6.14 定子绕组进水压力低 6.14.1事故