1、励磁调节器同步变压器 C 相碰壳引起发电机振荡跳机【事故前运行方式】#1、#2 机运行，有功均为 250MW，无功分别为-5.2、6.2MVar， DEH 投入功率回路， #3 机有功 290MW， 无功-31Mvar。 500kv、母母线电压分别为 540.8、541.6kv，#1、#2、#3 高变带 6kv、段运行，#1、#2 启备变空载备用，#1、#2、#3 柴油发电机热备用。 【事故经过】13：42，#3 发电机有功升至 291MW，无功-30Mvar，预告音响发出，#3 发电机定子电流、电压、励磁电流、频率在波动。立即从汽机盘上调出电气发变组画面， 发电机各参数均在波动， 过激磁反时
2、限动作光字牌发出，发电机有功在 315-265MW，无功在+150 至-60Mvar 间波动，定子电流在8600-11000A，励磁电流在 900-1500A，频率在 49.8-50.2HZ，定子电压在21-22kv 左右波动，#3 发电机发出周期性的轰鸣声。炉膛负压在550MPa间波动,引风机电流 120130A 波动,6KV 辅机电流均有不同程度的波动,其它参数无变化。汽机转速在 2980-3020r/min 波动,润滑油压最低至 0.1MPa,主机振动等主参数无变化,调门未波动。“500kvI 母母线电压事故越上限”信号发出,电压上升到 550.31KV。 #1 机有功功率在 222MW
3、290MW 之间波动,频率 49.87 至 50.13 之间波动，机端电压 19.82KV20.41KV 之间摆动,无功在-22 至+30Mvar 间波动，励磁电流波动，#1 发电机发出周期性的轰鸣声。DEH 功率回路跳闸， DEH 上有功功率发生两次到零,此时凝结器疏扩减温水电动门联开，汽机本体疏水门联开后联关,主气管上疏水联开后联关。#1炉参数未见变化。#2 机有功功率在 209MW295MW 之间波动, 无功在-30至+40Mvar 间波动，频率在 49.86HZ50.18HZ 之间波动，励磁电流波动，机端电压 19.85KV20.52KV 之间摆动, #2 发电机发出周期性的轰鸣声。
4、在此过程中热机参数未发生明显变化,主气压力,温度，炉膛负压,汽轮机各主要参数均无主要变化,13:47 恢复正常。#2 集控电气见无功和机端电压偏高，立即减了几手励磁，并联系汽机适当压负荷，因炉膛负压波动大,立即解除引风自动,但还是波动大,立即投油枪稳燃,投入七支油枪,汽机由于功率回路投入,采用输入设定压负荷,但负荷调门无反应,于是解除自动,手动输入阀位压负荷，并停运 C 磨两个火嘴(当时 C 磨四个火嘴运行),收风后又停运C 磨,再停运 C 磨两个火嘴,汽压由 14.47 下降至 13.47MPa,13：47，负荷降至 230MW, #3 机组振荡有所减小，无功在+80Mvar 左右，波动较小
5、，此时事故音响发出， 5031、6301、6303 开关跳闸，厂用电切换成功，运行正常，但灭磁开关未跳闸，立即手动拉跳，检查厂用电切换成功，检查发变组保护 A 柜如下保护掉牌：断水 t1、热工保护，转子一点接地，转子两点接地，B 柜：过激磁反时限，低频保护。检查励磁调节器上有故障量：低厉限制动作，开关量：电气事故，油开关合（分） ，脉冲丢失，磁场增，磁场减，磁场开关分，风机开关合。检查 500kv 升压站 5031A、B、C 三相均在分位，开关油压，气压正常，5031 开关保护柜上 TA、TB、TC 灯亮。汽机跳闸,首出为“发变组故障”，交流油泵未联动,手动启动,其余联动项目正常,将轴封汽倒为
6、辅汽供， 手动打闸小机， 大机惰走至零后投入连续盘车。锅炉 MFT 动作,首出为“汽机跳闸且负荷大于 30%”,所有联动设备正常,A、B汽泵跳, 主汽压力由 13.47 上升至 14.77Mpa，立即将电泵勺管由 40%提到60%,给水流量增至 504t/h,给水压力提至 14.8Mpa,手动开启 PCV 阀,向锅炉进水,13:49,将汽包水位进至可见水位,最低水位到-380mm,将风量收至820t/h,复位所有跳闸设备,锅炉保温保压。#1 集控电气见无功和机端电压偏高，也减了一手励磁，未进行有功的调整，13：47，#3 机跳闸后，#1、#2 机振荡现象消除。在上述过程中，本厂 125MW#1、3、4 机组无功分别增加约 20Mvar，有功约有 10MW 的波动。#3 机组跳闸后，立即汇报中调将#3 发变组转检修，合上#3 发变组出口地刀 500367，在#3 发电机出口 PT处搭接地线一组，测量#3 发电机转子绝缘合格，测主变三相直流电阻平衡且合格后，将#3 发变组转为热备用，19：16 锅炉点火，20：27 达冲转参数汽机冲转，冲至 3000r/min 后测发电机交流阻抗合格，电气
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