500MW发电机励磁系统故障对系统的影响
励磁系统常见故障及其处理方法
励磁系统常见故障及其处理方法1、起励不成功原因1：起励按钮/按键接通时间短，不足以使发电机建立维持整流桥导通的电压。
处理方法：保持起励按钮持续接通5秒以上。
原因2：发电机残压太低，却仍然投入“残压起励”，这样即使按起励按钮超过5秒，也不会起励成功。
处理方法：切除“残压起励”功能，直接用辅助电源起励。
原因3：将功率柜的脉冲投切开关仍置于切除位置。
原因4：整流桥的交流电源未输入（励磁变高压侧开关或低压侧开关未合上）。
原因5：同步变压器的保险丝座开关未复位。
原因6：机组转速未到额定，而转速继电器提前接通，造成自动起励回路自动退出。
原因7：起励电源开关未合，起励电源未送入起励回路。
原因8：起励接触器未动作或主触头接触不良。
原因9：起励电源正负极输入接反，导致起励电流无法输入转子。
原因10：起励电阻烧毁开路。
原因11：转子回路开路。
原因12：转子回路短路。
原因13：始终存在“逆变或停机令”信号。
（近方逆变旋钮开关未复位；远方监控或保护的停机令信号未复位）原因14：灭磁开关控制回路的分闸切脉冲或分闸逆变信号始终保持。
原因15：调节器没有开机令信号输入。
原因16：可控硅整流桥脉冲丢失或可控硅损坏。
原因17：调节器故障原因18：调节器脉冲故障。
原因19：脉冲电源消失或电路接触不良。
原因20：灭磁开关触头接触不良。
2、起励过压原因1：励磁变压器相序不对。
原因2：PT反馈电压回路存在故障。
原因3：残压起励回路没有正确退出。
原因4：调节器输出脉冲相位混乱。
3、功率柜故障原因1：风压低，风压继电器接点抖动。
处理方法：调整风压继电器行程开关的角度。
原因2：风温过高，温度高于50度。
处理方法：对比两个功率柜，检查测温电阻是否正常。
原因3：电流不平衡，6个可控硅之间均流系数<0.85。
处理方法：检查是否有可控硅不导通或霍尔变送器测量误差。
4、PT故障条件：PT电压>10％，任一相电压低于三相平均值的83％。
原因1：PT高压侧保险丝熔断处理方法：测量PT输入端三相电压，检查电压是否平衡。
发电机励磁系统对电网稳定运行的影响
发电机励磁系统对电网稳定运行的影响摘要：由于电路架设具有极强的复杂性，加上相关技术水平也在不断地提升，这难免会给电网内部的安全管理工作带来新的麻烦。
为了确保电力系统运行的稳定性和安全性，应当深入了解和掌握发电机励磁系统的作用价值，并对其加以利用。
本文着重研究了发电机励磁系统对电网稳定运行的影响，希望能够为业内人员提供一些参考意见。
关键词：发电机；励磁系统；电网运行；稳定性；如今社会生产生活对电能的需求量呈快速增长的趋势，为了满足广大用户的用电需求，我国电网的架设规模正在积极扩大中，在此背景下，与其相配套的技术也得到了良好的进步和发展。
电网的安全稳定运行对国家经济、社会生产和人们生活具有直接性的影响，为了提升国家经济的发展水平，以及满足社会生产和人们生活对电能的需求，必须切实保证电网运行的安全可靠性。
因此，应将发电机励磁系统作为切入点，积极探寻和研究发电机励磁系统对电网稳定运行的影响，如此才能够为电网的稳定性维护提供真实可靠的参考。
1、发电机励磁系统1.1发电机励磁系统特点通过对发电机励磁系统进行深度研究和探索，得知发电机的工作原理在于将机械作用下产生的功率转化为电子功率，在这一过程中还需要充分利用直流磁场的辅助作用，才能确保电流的安全稳定运行。
发电机励磁系统的最大作用在于为发电机提供励磁电流，从工作模式的角度出发，能够知道发电机励磁系统的运行模式分别为:交流励磁系统、静止励磁系统、直流励磁系统，根据电路的发电方式选择相应的运行模式，才能更好地保证电网运行的安全性和可靠性[1]。
1.2发电机励磁系统的重要作用通过全面发挥发电机励磁系统在电流传输过程中的应用优势和价值，可以平稳电压，如此能够大大提高电力系统运行的安全可靠性，满足广大用户的用电需求。
鉴于此，应当着重分析和研究发电机励磁系统的重要作用与价值，具体如下:①有利于实现对发电系统内部电压的精准调控。
在电网运行过程中，因受到内部电压和电路的持续性波动的影响，对发电机的功率造成了不同程度的影响，这样不仅无法保证发电转化的稳定性和高效性，甚至难以提升发电系统的电能转化效率，如此极易造成资源的过分浪费。
电力系统振荡的原因及危害
电力系统振荡的原因及危害1前言XXXX公司是装机容量为2×600MW的新建大型火力发电厂，它同原有XXXX公司的2×500MW俄罗斯汽轮机组构成一个电源点，经三条500KV线路向系统送电，地处京津唐负荷中心，对电网稳定起着重要的支撑作用。
作为京津唐电网最大的发电机组，其发电机励磁系统性能的优劣对华北电网的稳定运行具有举足轻重的影响。
根据国家十五计划实现全国联网的要求，华北电网规定，新建大型发电机组励磁系统应有系统稳定措施并调整好后才能并网运行，为此我厂先后完成了对3#、4#机组的电力系统稳定器(PSS)定值整定和试验工作,实验效果明显。
应国家电力调度中心要求，2003年6月18日，在华北电力调度局方式处的组织下PSS正式投入运行。
2低频振荡产生原因分析及危害性电力系统低频振荡在国内外均有发生，通常出现在远距离、重负荷输电线路上，或者互联系统的弱联络线上，在采用快速响应高放大倍数励磁系统的条件下更容易出现。
随着电力电子技术的快速发展，快速励磁调节器的时间常数大为减少，这有效地改善了电压调节特性，提高了系统的暂态稳定水平。
但由于自动励磁调节器产生的附加阻尼为负值，抵消了系统本身所固有的正阻尼，使系统的总阻尼减少或成为负值，以至系统在扰动作用后的功率振荡长久不能平息，甚至导致自发的低频振荡，低频振荡的频率一般在0.2-2Hz之间。
(风险管理世界低频振荡会引起联络线过流跳闸或系统与系统或机组与系统之间的失步而解列，严重威胁电力系统的稳定。
解决低频振荡问题成为电网安全稳定运行的重要课题之一。
3PSS原理及其作用为了既能利用高放大倍数的励磁调节器又能避免其负阻尼效应，人们对传统励磁系统进行了改进。
对一个可能引起负阻尼的励磁调节器，向其中注入某些附加控制信号，使之可以提供正的阻尼，平息振荡，这就是PSS最基本的原理。
PSS作为一种附加励磁控制环节，即在励磁电压调节器中，通过引入附加信号，产生一个正阻尼转矩，去克服励磁调节器引起的负阻尼，控制量可以采用电功率偏差(△P)、机端电压频率偏差(△f)、过剩功率(△Pm)、和发电机轴速度偏差(△w)以及它们的组合等。
励磁系统
1.发电机失磁的现象、危害？现象：1）转子电流表指示到零或在零点摆动，转子电压表指示到零或在零点摆动。
2）无功表指示为负值。
3）有功、定子电压表指示降低，定子电流表指示大幅度升高，并可能摆动。
4）转子的转速超过额定值。
5）失磁保护动作信号发出，失磁保护动作。
危害：1）发电机失磁，将使转子的阻尼系统，转子铁芯的表面，转子绕组（经灭磁电阻或励磁机电枢绕组闭合）中产生变频电流，引起附加温升，危急转子安全。
2）在定子中将会出现脉动的电流，这样产生交变的机械力距，影响发电机的安全性。
3）出现无功差额将引起失磁发电机附近的电力系统电压下降。
4）会产生过电流，导致大面积停电。
2.发电机并列前为什么要检查定子、转子绝缘？检查发电机定子，转子绕组的端引线处的接触情况，有无受潮、有无层间短路，匝间短路等现象。
3.发电机进相运行的危害？1)进相运行会引起定子端部发热。
2）发电机端电压下降4.引起发电机振荡的原因1）发电机本身原因引起的故障如：励磁系统故障等 2）系统故障引起的振荡5.发电机运行极限受哪些条件限制？原动机输出功率、发电机的额定容量、发电机最大励磁电流、通常由转子的发热决定、发电机进项运行的稳定性6.引起发电机失磁的原因有哪些？1）励磁回路开路，如自动励磁开关跳闸，励磁调节装置的自动开关误动，可控硅励磁元件的烧毁。
2）励磁绕组短路；3）运行人员误操作。
7.发电机电压升高对发电机本身有什么影响？首先，如果电压太高，这样，转子绕组的温度升高可能超出允许值。
电压是由磁场感应产生的，磁场的强弱又和励磁电流的大小有关，若保持有功出力不变而提高电压，就要增加励磁电流，因此温度升高。
另外，铁芯内部磁通密度增加，损耗也就增加，铁芯温度也会升高。
而且温度升高，对定子线圈的绝缘也产生威胁。
电压过低就会降低运行的稳定性，因为电压是气隙磁通感应起来的，电压降低，磁通减少，定转子之间的联系就变得薄弱，容易失步。
电压一低，转子绕组产生的磁场不在饱和区，励磁电流的微小变化，就会引起电压的大变化，降低了调节的稳定性，而且定子绕组温度可能升高（出力不变的情况下）。
电力系统振荡的原因及危害知识讲解
电力系统振荡的原因及危害电力系统振荡的原因及危害1前言XXXX公司是装机容量为2×600MW的新建大型火力发电厂，它同原有XXXX公司的2×500MW俄罗斯汽轮机组构成一个电源点，经三条500KV 线路向系统送电，地处京津唐负荷中心，对电网稳定起着重要的支撑作用。
作为京津唐电网最大的发电机组，其发电机励磁系统性能的优劣对华北电网的稳定运行具有举足轻重的影响。
根据国家十五计划实现全国联网的要求，华北电网规定，新建大型发电机组励磁系统应有系统稳定措施并调整好后才能并网运行，为此我厂先后完成了对3#、4#机组的电力系统稳定器(PSS)定值整定和试验工作,实验效果明显。
应国家电力调度中心要求，2003年6月18日，在华北电力调度局方式处的组织下PSS正式投入运行。
2低频振荡产生原因分析及危害性电力系统低频振荡在国内外均有发生，通常出现在远距离、重负荷输电线路上，或者互联系统的弱联络线上，在采用快速响应高放大倍数励磁系统的条件下更容易出现。
随着电力电子技术的快速发展，快速励磁调节器的时间常数大为减少，这有效地改善了电压调节特性，提高了系统的暂态稳定水平。
但由于自动励磁调节器产生的附加阻尼为负值，抵消了系统本身所固有的正阻尼，使系统的总阻尼减少或成为负值，以至系统在扰动作用后的功率振荡长久不能平息，甚至导致自发的低频振荡，低频振荡的频率一般在0.2-2Hz之间。
(风险管理世界低频振荡会引起联络线过流跳闸或系统与系统或机组与系统之间的失步而解列，严重威胁电力系统的稳定。
解决低频振荡问题成为电网安全稳定运行的重要课题之一。
3PSS原理及其作用为了既能利用高放大倍数的励磁调节器又能避免其负阻尼效应，人们对传统励磁系统进行了改进。
对一个可能引起负阻尼的励磁调节器，向其中注入某些附加控制信号，使之可以提供正的阻尼，平息振荡，这就是PSS最基本的原理。
PSS作为一种附加励磁控制环节，即在励磁电压调节器中，通过引入附加信号，产生一个正阻尼转矩，去克服励磁调节器引起的负阻尼，控制量可以采用电功率偏差(△P)、机端电压频率偏差(△f)、过剩功率(△Pm)、和发电机轴速度偏差(△w)以及它们的组合等。
汽轮发电机组遇到那些情况
汽轮发电机组遇到那些情况1.输电系统故障：输电系统故障可能导致电能无法正常传输，这会导致发电机组无法将产生的电能注入电网，甚至发生逆流现象，造成对发电机组的损坏。
2.机组失效：机组失效是指汽轮机等关键部件受损或失灵，导致无法正常运转。
这可能是由于机械磨损、腐蚀、疲劳等原因引起的，也可能是由于错误操作、过载、异常负荷等原因造成的。
3.燃料供应中断：汽轮机需要稳定的燃料供应才能正常运行，如果供应中断，汽轮发电机组将无法继续发电。
这可能是由于燃料管道堵塞、燃料质量不合格、燃料储备不足等原因引起的。
4.冷却系统故障：汽轮机需要冷却以保持正常运行温度，如果冷却系统故障，温度可能会升高到不可接受的程度，从而导致汽轮机失效。
冷却系统故障可能是由于冷却水泵故障、冷却水质量问题、冷却水流量异常、冷却水压力不足等原因引起的。
5.调速系统失效：汽轮机需要精确的调速以适应电网负荷的变化，如果调速系统失效，汽轮机的转速可能无法保持在正常范围内，可能会造成发电机电压波动、频率不稳定等问题。
6.排放危害：燃烧燃料会产生废气和废热，如果排放不当，可能对环境造成污染。
汽轮发电机组需要配备合适的排放控制设备来降低污染物的排放，例如烟气净化器和废热回收装置。
7.频率波动：当电网负荷发生剧烈变化时，汽轮发电机组可能会出现频率波动。
这可能会导致电力质量的下降，影响用户设备的正常运行。
8.运行维护不当：如果汽轮发电机组的运行和维护不当，可能导致设备故障和厂房事故，甚至引发火灾、爆炸等危险事件。
因此，运行和维护人员需要具备相关的专业知识和技能，严格按照操作规程进行操作和维护。
总之，汽轮发电机组作为一种重要的发电设备，在运行中可能会遇到多种情况，包括输电系统故障、机组失效、燃料供应中断、冷却系统故障、调速系统失效、排放危害、频率波动和运行维护不当等。
为了保证汽轮发电机组的稳定运行和安全性，需要定期检修维护，加强运行监控，同时严格按照相关操作规程和环保标准进行操作和排放控制。
水电站励磁系统的故障及处理（3篇）
水电站励磁系统的故障及处理水电站励磁系统是水电站的重要组成部分，它起到控制和稳定水轮发电机运行的作用。
然而，励磁系统也存在着一些故障问题，需要及时进行处理。
本文将从故障分析、故障处理和故障预防等方面，对水电站励磁系统的故障及处理进行探讨。
一、故障分析1. 励磁机故障励磁机是励磁系统的核心部件，如果出现故障，会导致整个励磁系统无法正常工作。
故障原因主要有绝缘破损、励磁机线圈短路、励磁电枢烧坏等。
2. 励磁电源故障励磁电源是供给励磁机工作电源的设备，如果出现电源故障，会导致励磁机无法正常工作。
故障原因主要有电源线路故障、电源开关故障等。
3. 励磁调节器故障励磁调节器是控制励磁电流、电压的设备，如果出现调节器故障，会导致励磁电流或电压过高或过低，影响水轮发电机的正常运行。
故障原因主要有调节器元件损坏、调节器控制电路故障等。
二、故障处理1. 励磁机故障处理对于励磁机的故障，首先需要检查励磁机的绝缘情况，如果发现有绝缘破损，需要及时更换绝缘件。
如果是励磁机线圈短路或励磁电枢烧坏的情况，需要进行修复或更换，确保励磁机正常运作。
2. 励磁电源故障处理对于励磁电源的故障，需要检查电源线路是否接触良好，排除线路故障。
如果是电源开关故障，需要检查开关的工作状态，及时进行维修或更换。
同时，还可以考虑备用电源的应用，确保励磁系统的稳定供电。
3. 励磁调节器故障处理对于励磁调节器的故障，需要检查调节器元件和控制电路的工作状态，如有损坏或故障，需要进行修复或更换。
此外，还可以使用备用调节器进行替换，保证励磁电流和电压的稳定控制。
三、故障预防1. 定期检查维护定期对励磁系统进行检查和维护，及时发现和处理潜在故障，确保系统的正常运行。
包括检查励磁机的绝缘情况、检查电源线路的接触状态、检查调节器的工作状态等。
2. 加强培训和技术指导对水电站运维人员进行励磁系统的培训和技术指导，提升其对励磁系统故障处理能力。
增加工作经验和技术水平，能够在故障发生时快速准确地诊断和处理问题。
励磁系统故障对电力系统及发电机的危害及影响
励磁系统故障对电力系统及发电机的危害及影响发电机低励和失磁是常见的故障形式。
造成低励、失磁的原因，主要是励磁回路的部件发生故障、自动励磁调节装置发生故障以及操作不当或由于系统事故造成的。
对各种失磁故障综合起来看，有以下几种形式：励磁绕组开路引起的失磁、励磁绕组短路引起的失磁、励磁绕组经电枢或整流器闭路失磁等。
不论是哪种形式，如果发生低励、失磁故障，将对发电机和电力系统的稳定运行造成非常严重的影响。
(1) 对电力系统的影响1) 低励或失磁时，发电机从电力系统吸收无功，引起系统电压下降。
如果电力系统无功储备不足，将使临近故障发电机组的系统某点电压低于允许值，使电源与负荷间失去稳定，甚至造成电力系统因电压崩溃而瓦解。
2) 一台发电机失磁电压下降，电力系统中的其他发电机组在自动调整励磁装置作用下将增大无功输出，从而可能使某些发电机组和线路过负荷，其后备保护可能发生误动作，使故障范围扩大。
3) 一台发电机失磁后，由于有功功率的摆动，以及电力系统电压的下降，可能导致相邻正常发电机与电力系统之间或系统各回路之间发生振荡，造成严重后果。
4) 发电机额定容量越大，低励、失磁引起的无功缺额也越大。
如果电力系统相对容量较小，则补偿这一无功缺额的能力较差，由此而来的后果会更严重。
(2) 对发电机本身的影响1) 失磁后，发动机定转子之间出现转差，在发电机转子回路中产生损耗超过一定值时，将使转子过热。
特别是大型发电机组，其热容量裕度较低，转子易过热。
而流过转子表面的差额电流，还将使转子本体与槽楔、护环的接触面上发生严重的局部过热。
2) 低励或失磁发电机进入异步运行后，由机端观测到的发电机等效电抗降低，从电力系统吸收无功功率增加。
失磁前所带的有功越大，转差就越大，等效电抗就越小，从电力系统吸收无功就越大。
因此，在重负荷下失磁发电机进入异步运行后，如不立即采取措施，发动机将因过电流使定子绕组过热。
3) 在重负荷下失磁后，转差也可能发生周期性的变化，使发电机出现周期性的严重超速，直接威胁着发电机组的安全。
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500MW发电机励磁系统故障对系统的影响天津国华盘山发电有限责任公司李新友摘要：500MW及以上容量发电机组是近年来发展的趋势，但运行经验欠缺，尤其励磁系统故障导致发电机失磁异步运行，对系统的影响了解甚少，导致运行人员处理不及时，给系统造成极大的安全隐患。
本文通过500MW机组失磁后，由于处理不及时，引起系统振荡4分10秒，对振荡过程及对系统的影响做一分析。
主题词：励磁；故障；分析本文介绍的故障机组为引进原苏联产500MW机组，发电机型号为TBB-500-2EY3，定子额定电压20kV，定子额定电流17kA，转子额定电压530V，转子额定电流3800A；励磁系统也为苏联配套产品，励磁机型号：BT-5000-2Y3，励磁机额定定子电压830V，额定定子电流3400A，发电机励磁功率元件型号：TB8-2500-1650H-2，励磁调节器型号：APB-СДП1-12。
一、励磁系统简介：发电机励磁系统采用两机励磁系统，励磁系统原理图如图一：注：图中R10为0.75Ω线性电阻励磁机励磁为自励恒压系统，励磁机通过励磁整流变降压、UN1或UN2可控硅全控桥整流柜UN1（UN2）供给励磁机励磁电流，整流柜UN1与UN2为单柜运行，互为备用，自动切换，其交直流侧均有刀闸，运行中可退出检修。
励磁机启励时用220V厂用直流电源。
励磁机励磁回路有灭磁开关QE1。
发电机通过UM1和UM2可控硅全控桥整流柜供给励磁电流，UM1和UM2为交直流侧均并联、水冷整流柜；在励磁回路负极设有灭磁开关，正极装有联动刀闸（先于灭磁开关合闸，迟于灭磁开关跳闸）；在发电机灭磁开关的靠近转子侧装有转子过电压保护FV和转子分流开关Q1，Q1作用是发电机灭磁、自同期并网或转子过电压时在转子上并入线性电阻R10。
分流开关Q1在○1发电机并网情况下（KL31）及励磁机（KL3）同时逆变灭磁；○2发电机逆变状态自同期并网（本机组具有此功能）；○3转子过电压保护动作；○4灭磁开关QE11断开；○5发电机并网情况下励磁机定子电流低于0.05倍励磁机定子额定电流；○6发电机并网情况下励磁机逆变或励磁机灭磁开关QE1跳闸等其中任一条件满足情况下即合闸，只要条件消失则Q1开关立即分闸。
发电机励磁系统的控制逻辑全部由继电器实现。
发电机和励磁机均可以实现逆变灭磁，但正常操作灭磁应在发电机与系统解列后进行。
正常灭磁过程如图二：图二：发电机正常灭磁过程图（注：手动灭磁与自动灭磁过程相同）二、故障现象：2002年5月5日22点07分26秒，当值运行人员在晚高峰过后，进行发电机减磁过程中，扳错了与“增磁\减磁”把手临近的“启励\逆变”把手，导致发电机励磁系统逆变灭磁，当事人发现操作错误，又立即进行了“启励”操作，同时还进行了两次增磁操作，导致转子分流开关跳跃，发电机与系统振荡，从热工DCS系统记录的振荡发电机无功变化曲线如图三：#2机及网上其他机组参数变化情况。
振荡前#2机组有功负荷350MW，无功105Mvar,定子电压19.4kV，定子电流10.5kA，转子电压270V，转子电流2450A；7分26秒，执行“逆变”指令后，＃2机发“励磁系统故障”、“励磁系统异常”、“发变组异常”、“故障录波器启动”光字；控制室照明变暗，＃2机转子分流开关Q1位置指示红绿灯交替闪烁，＃2机无功在-278～-666Mvar之间（调度局EMS显示#2机组无功最低为-718Mvar），有功在290～450MW 之间（调度局EMS数据）摆动，频率在49.9～51.0Hz之间摆动，定子电流在9～26.5kA之间摆动；500kV电压在498～513kV之间摆动，＃3机录波显示500kV电压在298.5～282.8kV （517～489.8kV）之间摆动；6kV系统电压在4.8～5.9kV之间摆动；＃1机有功在320～370MW 之间摆动、无功在80～431Mvar之间摆动；＃3机有功在363～277MW之间波动，无功在294～163Mvar之间波动；沙岭子、秦皇岛及北京地区的机组，有功、无功负荷均有1～2万摆动。
由于事故处理不及时，导致机组与系统振荡4分10秒，#2机组停炉后（但发电机未解列），系统振荡消失。
发电机无功22:11:34 发电机有功图三：振荡发电机无功变化曲线经就地检查，#2机发“转子过流”、“APB（自动励磁调节器）低励限制动作”、“QE1灭磁开关跳闸”、“励磁机定子电流故障下降”等信号；励磁机整流柜由UN2切换至UN1柜运行，＃1发电机发“转子过流信号”掉牌。
三、振荡过程分析：1、根据励磁系统逻辑图可以确定，7分26秒操作“启励\逆变”把手下达“逆变”指令后，在励磁机灭磁开关QE1断开前，“逆变”指令能够自保持，通过图二发电机逆变过程看，发电机和励磁机均已逆变，且励磁机灭磁开关QE1断开，同时通过励磁逻辑图看，转子分流开关Q1已合闸（当事人也已证实），但发电机灭磁开关QE11未跳闸保持合闸状态，发电机也未解列，第一振荡周期发电机无功最低为-444Mvar。
2、7分28秒QE1跳闸的同时，根据DCS系统“状态变位信息一览表”看出此时和7分33秒，又进行了两次“启励”操作。
通过逻辑图分析，“启励”操作合上了励磁机灭磁开关QE1，启动了励磁调节器“程序励磁”。
励磁系统启励过程如图四，励磁机由“逆变”转“整流”后，在励磁机定子电压低于0.7倍额定时，合直流接触器给励磁机励磁，直流接触器合3秒后自动断开，励磁机通过自励过程使定子电压达到额定，励磁机定子电压高于0.7倍励磁机定子额定电压时，发电机由“逆变”自动转为“整流”状态运行，按“程序励磁”过程，自动励磁调节器在0.1～0.2秒使发电机定子电压升到0.3倍发电机定子额定电压，然后，缓慢、平滑地升到0.95倍发电机定子额定电压。
但从图三看，整个振荡过程，发电机由于励磁机定子电压未达0.7倍额定值，发电机整流柜并未转为“整流”状态运行，一直处于“逆变”状态运行，发电机吸收的无功大小，随Q1开关的跳跃，发生周期性变化，总的看来发电机处于失磁、异步、振荡方式下运行。
图四：发电机启励过程图3、停机后通过对转子分流开关Q1控制回路检查，排除了其本身及二次控制回路原因造成其跳跃的可能性。
经分析励磁逻辑图其跳跃的原因为：500MW发电机在与系统未解列的情况下转为“逆变”运行，第一振荡周期发电机无功达-444Mvar，此时Q1开关合闸，发电机转子通过灭磁电阻构成回路，相当于发电机自同期并网，发电机吸收的无功减少，但由于发电机有功和无功剧烈的振荡，振荡过程中励磁机的定子电流和电压不断变化，当励磁机定子电流较低时，引起“励磁机定子电流事故性下降”继电器KS6动作使Q1闭合。
由于励磁机电枢反应，使励磁机定子电流回升，KS6返回，KS6返回后Q1又断开，如此反复造成Q1开关不断跳跃。
Q1开关断开后，发电机工作于“灭磁”方式，又从系统吸收更多的无功。
从机组故障录波器所录波形看，振荡周期为5秒261毫秒～5秒385毫秒之间，与图三振荡周期和运行人员观察的Q 1开关跳跃周期一致。
4、励磁机整流柜由UN 2切换到UN 1运行，经分析逻辑图知，由于励磁机失磁（KS4动作），KS4动作原因为励磁机定子电流和定子电压均低于定值（0.2倍定子额定电压、0.2倍定子额定电流），因此判定励磁机出口电压低于0.2倍定子额定电压。
5、发电机转速的变化：从DCS 系统中发电机转速变化趋势图（图五）看，发电机转速最大达3047rpm ，最小为2963rpm,且中压调门参与了调节，虽然整个振荡过程转速变化范围较大达到84rpm ，但最高与最低转速各只有一次，转速基本上都在3000rpm 附近，转差率基本上都在0.5%范围内。
图五：发电机转速变化趋势图因此在发电机转子上产生的最大差电流持续时间之和为15秒左右。
3047rpm 对应发电机频率为：50.78Hz ，2963rpm 对应发电机频率为：49.38Hz 。
按照厂家《汽轮机技术条件》，“汽轮机在50.5～51Hz ——一次的延续时间不超过3分钟，在全部运行期限内不超过500分钟”；按照厂家《发电机运行规程》，“功率偏差为额定值的±2.5%（即48.75-51.25Hz ）时，发电机可保持额定功率运行”。
因此，可以肯定本此振荡对汽轮机和发电机转子的影响在厂家允许的条件内，对定子的影响暂不好评价。
从图三结合图五不难看出，发电机吸收无功最小的点，发生在转速最大时，而吸收无功最大点发生在转速最小时。
22:09:27 2963rpm22:07:353023rpm四、本次事故的失与得：1、本次事故教训是深刻的，对系统造成的恶劣影响是前所未有的。
2、运行人员未严格执行《发电机运行规程》。
○1错误操作SAC1“逆变”后，虽然失磁保护已动作，但由于主变高压侧500kV电压未低于85V（二次值），失磁保护未出口，运行规程7.2.1条中非常明确，“判断发电机失磁后如失磁保护拒动，应紧急停机。
”未执行，而是采取了，“启励”、“增磁”等错误操作；○2发电机失磁后即振荡失去同步，运行规程7.2.2条“发电机振荡失去同步”中规定：“a、减小有功···；···；c、若经过调整1-2分钟后，仍不能将发电机拉入同步，则应将发电机与系统解列”。
从整个事故处理过程看，运行人员未进行减小发电机有功的操作，由图三可以很明显看出，停机时不是首先解列发电机，而是采用手动停炉，联跳汽轮机、发电机，在22:11:34运行人员执行停炉操作后，发电机无功功率升至330Mvar，系统也停止了振荡。
因此，可以说明，如果运行人员按照发电机振荡及时处理的话，也不会使故障持续如此长的时间。
3、电气量录波严重不足，给故障分析带来极大不便。
4、发电机“逆变”状态运行时，整流柜将从直流侧吸收功率传送到交流侧，根据本人分析，发电机从新启励后，QE1合闸，且UN2工作于“整流”状态，Q1跳闸，Q1跳闸后，转子与整流柜构成回路，但UM1、UM2整流柜工作于“逆变”状态，因此，发电机需从系统吸收更多的无功，一部分用来建立发电机磁场，一部分传送到励磁机定子侧，由于电枢反应使Q1合闸，Q1合闸后转子与线性电组R10构成通路，使整流柜两端电压很低，因此不会有能量逆变至励磁机侧，使发电机从系统吸收的无功减少，如果此分析成立，则本次故障损坏最严重的应属#2励磁机。
在DCS系统“报警信息一览表”中发现，多次在定子电流周期性超限间隔中有转子电压超限报警，与上述分析吻合。
5、本次事故发生在“五一”长假期间，由于系统无功储备充分，未造成严重后果。
#2发电机有功407MW无功-718Mvar瞬间，京津唐电网负荷10987.04MW，频率50.000Hz。