发电机定子接地保护动作跳闸分析(标准版)
某厂发电机定子接地保护动作跳机情况分析
ｗ ｔ ｕ ｃ ｓ ｉ ｅ ａ ｐ ｏ ｉ ｔ ｎ ｗｅ ｆｕ ｄ ｔ ａ ｉ ａ ｓ ｄ ｂ Ｔ ｆｕ ｔ Ｔ ｅ ｃ ｓ ｒ ｖｄ ｄ ｒ ｆｒ ｎ ｅｆ ｒｆ ｄ ｎ ｅ ｓ ｎ ｉ ｓ ｃ ｅ ｓｖ ｐ ｒ ｘ ｍａ ｉ ， ｏ ｎ ｈ ｔｔ ｐ ｃ ｕ ｅ ｙＰ ａ ｌ ｈ ａ ｅ ｐ ｏ ｉ ｅ ｅｅ ｅ ｃ ｏ ｎ ｉ ｇ ｒ ａ ｏ ． ｈ ｏ ｒ ． ｉ
测试 各 Ｐ Ｔ绝 缘 电 阻 均 大 于 ２ ５ ０ Ｍ ：测 试 ０ ＪＺ ６２ Ｄ Ｘ１— ０型各 Ｐ Ｔ直流 电阻 ， 数据 ＆ ２． ．
表 ２ ．） Ｘｌ ２ 型 ｆＺ ０ Ｉ
相 别
一 ・
检测 ． 以数据 作 为判 断 。发 电机本 体应 排 查彻 底 ， 确 保 不发 生重 大设 备损 坏 事故 。
外 观 检查 ： 开 发 电 机励 、 上 端 盖 及 励 端 发 打 汽 电机 出线 罩 人 孔 门 、 电机 汽端 底 部人 孔 门 ． 查 发 检 发 电 机端 部 、 出线 套 管无 放 电 、 裂 ， 破 出线 罩 内手包 绝 缘 及 汇 水 管 。 水 管 无 异 常 ， 查 端 部 线 棒 手 包 引 检 绝 缘 无变 色 、 胀 过 热 、 裂 、 胶 、 漆 、 电 现象 膨 开 流 脱 爬 检查 铁 芯各 部位 无锈 蚀 、 碰伤 、 形 和局部 过 热 。检 变
赢 毫 阻
（ｌ ｌｌ ｌ 粥 １ ０ ｊ５ Ｃ ２ １０ １３
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次 绕 组
Ｉ棚 编 号 为 ０ ０ ４ ２ ８的 ｛ ８００ ９
流电ｆ ５ 【 ｊ
Ａ、 Ｃ
合格 ， 量封 母 连接 主变 压器 绝 缘合 格 。 测
台山电厂1号机发电机定子接地保护动作发电机跳闸原因及处理
３ 故 障 分 析 及 其 处 理 情 况
３１ 电气 检查 分析 情况 ．
汽 轮机 为 上海 汽轮 机有 限 公司 引进 美 国西 屋 公司 技术 生 产 的 亚 临界 、一次 中间再热 、四缸四排 气、单轴 、凝汽式 、
机 组 跳 闸 后 ，运 行 人 员 及 检 修 人 员 检 查 发 现 发 变 组 保 护
画 面汽 机 转速 在 ３０ ０ ／ ｎ 呈 下降 趋势 ， 汽 门关 闭 ； ５ ｍｉ， ｒ 主 ｌ ： ２ ４ ， 动 主机 交流 油泵 、 备泵 ； Ｏ ５ ：０启 高
图 １ １号 发电机 Ｍ３ ２ ４ ５保 护装置录波图
１：３０ ， 即手动 启 电动给 水 泵 ， Ｏ ５ ：１立 向锅 炉上 水 ； ｌ：３０ ， 现 主汽 压 力 上 升趋 势很 快 ， 即 在 Ｂ Ｇ 盘 手 动 Ｏ ５ ：８ 发 立 Ｔ
ｃ６ ． Ｖ， ０３ 正 ７ ７ １ 机 电气 、 工所 有保 护 、 号 热 自动 装置 均 １０ ０％投入 。１ 发 电 Ｕ ＝ ８５ ２ － Ｖ， 常三 相 二次 电压 均 应 为 ５ ． Ｖ， 约 为 ３ 号
此 ８１ 发 机 零序 过 电压 定 子接 地保 护设 置在 １ Ｈ ０—Ｎ— ４ ５ 护 装 置 ｖ。右边 纵线 为保护 动作 时刻 ， 时中性 点零序 电压 为 ５．ｖ， 电 Ｃ Ａ １２ Ｍ３ ２ 保 Ａ ８ ．Ｖ， ．３ ． Ｖ， ｃ ７ － Ｖ， Ｎ ５ ． ｖ。 ０ ０ ３ 和 １ Ｈ ０ — Ｎ Ｍ３ ２ Ｃ Ａ ２ １ — ４ ５保 护装 置 中 ， 护 报警 值 设 定 为 ５ｖ， 时 机二 次 电压 分别 为 Ｕ ＝ ２ Ｕ ＝ ３ Ｕ ＝ １ Ｕ ＝ ８１ 保 保 延
２． 事故 发 生经 过 ２
发电机定子接地保护动作跳闸分析详细版
文件编号：GD/FS-2098（解决方案范本系列）发电机定子接地保护动作跳闸分析详细版A Specific Measure To Solve A Certain Problem, The Process Includes Determining The Problem Object And Influence Scope, Analyzing The Problem, Cost Planning, And Finally Implementing.编辑：_________________单位：_________________日期：_________________发电机定子接地保护动作跳闸分析详细版提示语：本解决方案文件适合使用于对某一问题，或行业提出的一个解决问题的具体措施，过程包含确定问题对象和影响范围，分析问题，提出解决问题的办法和建议，成本规划和可行性分析，最后执行。
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郑州热电厂3号发电机为典型的发电机变压器组（发变组）单元接线，发电机为东方电机厂生产的QFSN－200－2型，机组于1992年投运，现处于稳定运行期。
2001－11－18，3号发电机处于正常运行状态，当时机组带有功负荷125 MW，无功负荷25 Mvar，对外供热量160 t/h。
1 事故经过凌晨01：35，3号机集控室铃响，中央信号盘发出“保护回路故障”和“故障录波器动作”光字，随即喇叭叫，中央信号盘又出“发电机定子接地”、“主汽门关闭”、“断水保护动作”、“远方跳闸动作”、“6 kV配电装置故障”光字，发变组表计无明显冲击，发变组控制盘发电机出线开关Ⅲ建石1、灭磁开关Q7、励磁调节柜输出开关Q4绿灯闪光，除副励电压表外，发变组其它表计均无指示；厂用电盘6kVⅠ、Ⅱ段出“BZT动作”光字，6 kV高压厂用电备用电源进线开关6107，6207红灯闪光，6kV 高压厂用电备用变压器高压侧开关建备1绿灯平光，6 kVⅠ、Ⅱ段电压表指示为0，高、低压厂用电失电，集控室工作照明失去，保安电源联动正常，值班人员立即退出6107，6207联动开关，将上述跳闸开关复位后，发现Ⅲ建石1、Q7、6 kV高压厂用电工作电源进线开关6104，6204均为绿灯平光，红灯闪光，由于灯光指示异常，为防止扩大事故，在确认6104，6204断开后，于01：38，手动合上建备1，高、低压厂用电恢复正常。
发电机定子接地保护动作分析及处理
-发输变电-发电机定子接地保护动作分析及处理王立荣（华能福州电厂，350020,福建福州）大型发电机定子绕组采用氢气和水作为冷却介质，水冷的效果是氢冷的50倍。
定子冷 却水必须具有很高的工作可靠性，能确保发电 机长期稳定运行。
冷却水不允许含有机械杂质，其电导率应不大于1-0 'S/cm ⑴，氢离子 浓度指数（pH ）为7〜8 ,硬度不大于2'mol/L 。
水中含氧量要尽可能少，否则影响发电机的安全运行。
我厂要求电导率小于2 'S/cm 。
过大的电导率会引起较大的泄漏电流，从而使绝缘引水管老化，还会使定子相间发生闪络。
为达到上述要求，一般采用凝结水或除盐水作为水源,并设有连续运行的树脂型离子交换器系统,2%定冷水经过离子交换器，以保证运行中的水质。
1 现场情况某机组负荷600 MW 运行正常。
由于发电机定冷水电导率偏高（1-4 'S /cm ），根据技术监督要求，在定冷水离子交换器中加入了 1kg 阳树脂，电导率没有下降。
于是，将定冷水离子交换器树脂进行全部更换。
更换后，按照操作规程投入离子交换器。
此时，电导率为1.3 'S/cm 。
离子交换器投运后，电导率开始快速爬升。
4 min 后，主水路电导率达 4.15 'S/cm ，离子交换器出口电导率达10 'S/cm 。
图1定冷水电导率变化曲线发电机定子绝缘下降，达到报警绝缘值20 k#，发变组保护装置发出定子接地保护报警。
发电机定子接地报警波形图如图2所示。
延时3 min 后，发电机定子接地保护动作，其波形图如图3所示。
发电机保护柜显示 “注入式定子接地灵敏信号”报警，以及“注良好的经济和社会效益。
理时间，为企业节约了设备维修成本，取得了图3升降装置现场应用（编辑志 皓）【高压断路器 维修 机械与设备 设计】140■ ■■（2020 -3）-发输变电-图2发电机定子接地报警波形图图3发电机定子接地保护动作波形图入式定子接地保护动作”。
浅析一起发电机定子接地保护动作跳闸的原因江毅
浅析一起发电机定子接地保护动作跳闸的原因江毅发布时间：2021-11-02T05:39:05.449Z 来源：《基层建设》2021年第19期作者：江毅[导读] 发电机是电力系统的电源，是发电厂的主要关键设备。
发电机定子接地是发电机定子绕组回路及与定子绕组回路直接相连的一次系统发生的单相接地短路故障中电广西防城港电力有限公司广西防城港 538000摘要：发电机是电力系统的电源，是发电厂的主要关键设备。
发电机定子接地是发电机定子绕组回路及与定子绕组回路直接相连的一次系统发生的单相接地短路故障，发电机定子接地保护在发变组保护中由定子接地零序电压（基波零序电压保护发电机85～95％的定子绕组单相接地）与定子接地三次谐波电压（三次谐波电压比率判据只保护发电机中性点 25％左右的定子接地）构成。
定子接地按接地时间长短可分为瞬时接地、断续接地和永久接地；按接地范围可分为内部接地和外部接地；按接地性质可分为金属性接地、电弧接地和电阻接地；按接地原因可分为真接地和假接地。
本文介绍了发电厂定子接地保护跳闸故障的查找过程、处理经过、原因分析及防范措施等。
关键词：发电机；定子接地保护；单相接地短路故障；故障原因分析大型发电机是电力系统的重要设备之一，发电机容易发生绕组线棒和定子铁芯之间绝缘的破坏，发电机组定子对地电容较大，因此发生单相接地故障的比例较高。
当发电机定子接地故障长时存在，会引起接地弧光过电压，可能导致发电机其它位置绝缘的破坏，形成危害严重的相间或匝间短路故障。
某630MW大型发电厂#2发电机为东方电气厂生产的QFSN-600-2型汽轮发电机，出口额定电压为22kV、额定电流17495A、COSφ=0.9、Xd=18.26%。
定子绕组采用星型接线方式，中性点采用经接地变压器接地方式。
电厂厂用电由发电机出口引出，经两台高厂变降压引至6kV 母线。
励磁采样自并励方式，一次交流电源由发电机出口经三台分相变压器将压至860V供给。
发电机95%定子接地保护跳闸分析
发电机 95%定子接地保护跳闸分析故障概况#1发电机于1994年投入运行，水氢氢型汽轮发电机。
2012年进行增容改造，改造后额定功率320MW，功率因数0.85（滞后），定子电压20kV，定子电流10868A，励磁方式为三机励磁。
在进行增容改造同时，将原发变组保护由ABB公司生产的REG更换为2套RCS-985B发变组保护装置和1套RCS-974AG非电量保护装置，实现保护双重化。
2012年11月7日改造工程结束，发变组保护传动试验验证保护装置回路逻辑正确后，进行总启动。
当发电机冲至3000转，零起升压至额定，准备并网时，11:05:41时，RCS-985B保护装置A、B屏定子接地保护动作，发电机跳闸，汽轮机跳闸，锅炉MFT。
定子接地保护原理及整定发电机定子单相接地保护是发电机常见的一种故障，当发生该种故障时，非接地相对地电压升高，危及对地绝缘，甚至会相继发生接地故障。
定子单相接地时，接地电流过的电流是发电机及其连接的厂用分支、封闭母线和主变低压绕组对地电容电流，当接地电容电流超过允许值（300MW汽轮发电机接地允许电流为1A），可烧伤定子铁芯，进而损坏定子绕组绝缘，导致匝间或相间短路。
发电机定子绕组单相接地时，发电机系统的零序电压与接地点的位置有关。
设定子A相接地，接地点距中性点的电气距离为，则机端对地电压为。
由图一可以看出，接地点的零序电压（1）图一零序电压与接地位置的关系在图中：－发电机相电压额定值；－发电机系统的零序电压；－接地点距中性点的电气距离，机端接地时，＝1。
2.1发电机定子接地保护原理RCS-985B定子接地保护主要由基波零序电压保护和三次谐波电压比率定子接地保护组成。
其中，基波零序电压保护发电机85~95%的定子绕组单相接地，而三次谐波电压判据则保护发电机中性点25%左右的定子接地。
保护逻辑框图见图二、图三。
图二基波零序电压保护逻辑框图图三三次谐波电压判据逻辑框图2.2 定子接地保护的整定计算2.2.1 低定值段零序电压整定按躲过正常运行时的最大不平衡基波零序电压Uo.max整定，即Uo.p=KrelUo.max （2）式中：Krel——可靠系数，取1.2~1.3Uo.max——机端或中性点实测不平衡基波零序电压在计算基波零序电压动作元件时，要考虑该保护的保护范围，当发生由机端向机内90%的范围定子接地故障时，基波零序电压保护应动作，此时一次零序电压应为0.1.#1发电机机端TV变比为//则低定值段零序电压的整定值为：Uo.p=3×=10（V）动作时间：定子接地保护可视为发电机的主保护，在保证不误动的情况下，动作时间尽可能取短，故取t=0.2s2.2.2 高定值段零序电压整定高定值段的动作电压应可靠躲过传递过电压，高定值取25V，动作时间取0.5S。
电厂机定子接地保护动作跳闸事件分析报告
电厂＃5机定子接地保护动作跳闸事件分析报告1、事件经过（1）11月18日18:49时，＃5机运行中MKⅥ突然发“发电机保护动作”、“86G1（保护总出口）继电器动作跳机”报警，机组熄火遮断；检查发电机保护盘，装置显示发电机3Uo定子接地保护动作；当班值长即下令开＃6机，同时将＃5发变组转为冷备用，并通知检修相关专业负责人速进厂协助检查。
（2）19:30时，检修人员到场进行相关检查：1）测量发电机定子绝缘（带出线电缆及主变低压侧绕组），三相对地绝缘正常，均在50兆欧以上；2）测量两组PT绝缘正常，均在2000兆欧以上；3）对定子接地保护进行校验，保护动作正确；4）检查电压互感器一次保险，发现PT1的A相保险熔断；5）其他检查未见异常。
通过以上检查，并经分析，基本确定定子接地保护动作是由于PT高压侧保险熔断造成。
（3）更换高压保险，机组恢复备用。
为进一步确认一次系统正常，将机组开至空载满速，进行零起升压，试验正常。
另外测量PT开口三角的零序电压值亦正常。
21:52时，机组并网，运行正常。
故障全过程历时3.05小时。
2、原因分析（1）从＃5机事故记录查得，当时定子接地保护起动值是14.5V（保护整定值为10V，0.5S），如果PT保险是按其固有的熔断特性（安秒特性）瞬间烧断，3Uo的值应为100V。
由此可初步分析认为该保险的熔断是经历了一个有别于正常的暂态变化过程。
在此过程中随着该PT保险阻值的变化，其二次侧电压也随之发生变化，引起二次侧三相电压不平衡，导致3U0动作跳机。
（2）高压保险问题引起保护动作在我厂尚属首次。
通常，出现PT保险单相断线时保护装置本身固有的“断线闭锁”功能应有效闭锁3UO 动作。
但正因上述分析，该PT保险是经历了一个非瞬间熔断的过程。
3UO动作时其负序电压尚未达到“断线闭锁”动作值。
“断线闭锁”以负序电压整定，其动作值U2=10V。
如3UO动作值为14.5V，则此时的负序电压标量为1/33UO标量，应为4.8V左右，因此“断线闭锁”不会启动。
电厂定子接地保护动作跳闸事件分析报告
电厂4号机组定子接地跳闸事件分析报告2018年09月11日，电厂4号机组发生一起发电机机端B相出线箱进水,导致定子接地保护动作跳闸事件。
现将分析情况汇报如下：一、事件发生前的运行方式2018年09月11日22:52，4号机组负荷216MW，B、C、D磨煤机运行，总煤量91吨，主汽压力15.48MPa。
两台引风机运行，炉膛负压自动；两台一次风机运行，风压在自动控制方式；两台送风机运行，机组运行参数均正常。
二、事件经过2018年09月11日22时52分48秒，二期集控室4号机组BTG盘同时发出多个光字牌报警，分别为“定子接地跳闸”、“发变组保护装置异常”、“发变组保护装置异常”、“4A/4B BZT动作”、“汽机跳闸”、“一次风机A跳闸”、“一次风机B跳闸”、“主燃料跳闸”、“磨煤机B(C、D)跳闸”；查看4号发变组解列，汽轮机跳闸，锅炉灭火。
控制员翻看保护动作首出为“发电机故障”，汇报值长，立即执行单机故障跳闸处理预案。
开启主汽至轴封供汽门，开启高旁前疏水门，打开高旁电动门，用高旁带高压辅汽系统，调整辅汽至轴封压力正常后，关闭主汽至轴封供汽门。
同时，完成机组停运相关工作。
发电机定子接地保护动作，４号机组跳闸后，值长立即汇报发电部部长及公司领导。
并向河南公司和集团公司调度中心汇报机组跳闸情况。
事件发生后，各级人员立即赶赴现场，组织排查分析，根据现场６.5米水迹情况，判断发电机定子接地原因可能为出线箱进水所致，随即办理工作票，将发变组解备做安措，进行检查。
对发电机三相出线箱解体检查，Ｂ相出线箱盘式绝缘子积水清理烘干，Ａ、Ｃ相检查正常。
12日05:30检修工作结束，机组开始恢复启动，07:20机组定速后，做发电机手动零起升压试验正常，08:35 ４号机组并网正常运行。
三、检查情况1.就地检查发现4号发电机底部B相出线箱处向地面滴水，4号发电机端部B相出线箱内有进水痕迹，4号发电机氢冷器排空气门处现场检查，发现励端氢冷器放空气门漏斗处地面有水印。
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发电机定子接地保护动作跳闸
分析(标准版)
Safety management is an important part of production management. Safety and production are in
the implementation process
发电机定子接地保护动作跳闸分析(标准
版)
郑州热电厂3号发电机为典型的发电机变压器组（发变组）单元接线，发电机为东方电机厂生产的QFSN－200－2型，机组于1992年投运，现处于稳定运行期。
2001－11－18，3号发电机处于正常运行状态，当时机组带有功负荷125MW，无功负荷25Mvar，对外供热量160t/h。
1事故经过
凌晨01：35，3号机集控室铃响，中央信号盘发出“保护回路故障”和“故障录波器动作”光字，随即喇叭叫，中央信号盘又出“发电机定子接地”、“主汽门关闭”、“断水保护动作”、“远方跳闸动作”、“6kV配电装置故障”光字，发变组表计无明显冲击，发变组控制盘发电机出线开关Ⅲ建石1、灭磁开关Q7、励磁调节柜输出开
关Q4绿灯闪光，除副励电压表外，发变组其它表计均无指示；厂用电盘6kVⅠ、Ⅱ段出“BZT动作”光字，6kV高压厂用电备用电源进线开关6107，6207红灯闪光，6kV高压厂用电备用变压器高压侧开关建备1绿灯平光，6kVⅠ、Ⅱ段电压表指示为0，高、低压厂用电失电，集控室工作照明失去，保安电源联动正常，值班人员立即退出6107，6207联动开关，将上述跳闸开关复位后，发现Ⅲ建石1、Q7、6kV高压厂用电工作电源进线开关6104，6204均为绿灯平光，红灯闪光，由于灯光指示异常，为防止扩大事故，在确认6104，6204断开后，于01：38，手动合上建备1，高、低压厂用电恢复正常。
到保护间检查，发变组保护A柜“发电机定子接地零序电压”和“发电机定子接地三次谐波”发信、跳闸灯均亮，“主汽门关闭”和“发电机断水”灯亮。
值班人员对发变组所属一次系统外观进行检查，未发现明显异常。
厂用电失压期间，接于3号机UPS的机、炉所有数字监视表计均无指示。
02：35，在高低压厂用电恢复正常后，3号发电机从0起升压，当定子电压升至2kV时，发电机零序电压为2V，当定子电压升至2.5kV时，中央信号盘出“定子接地”光字，于是
将发电机电压降至0，断开Q4和微机非线性励磁调节器控制开关KK1、KK2，通知检修进一步查找原因。
运行值班人员将发变组解备，并将发电机气体置换后，检修人员拆掉发电机5m处出线，对发电机做交直流耐压试验正常，封闭母线出线、主变及高压厂用变做交流耐压试验正常，然后逐一将发电机出线电压互感器推入工作位置，做交流耐压试验，当推入发电机出线电压互感器2YHA时，发现2YHA 相泄漏电流达50mA，其它相只有1mA，遂判断为2YHA故障，将其更换并恢复发电机接线，机组重新从0升压正常。
2原因分析及对策
此次事故原因通过电气检修做交、直流耐压试验及更换发电机出线电压互感器2YHA后，发电机重新零起升压正常的情况看，可以确认为是发电机出线电压互感器2YHA相对地绝缘降低，造成发电机定子接地保护动作引起。
（1）建备1开关未联动
BZT装置为JCCB-031型厂用电源快切装置，具有差压快切和残压慢切功能，即当工作开关跳闸后，若其差压继电器检测到的工作
母线残压与备用电源电压之间的电压差值在整定值之内，1s内备用电源开关可快速合上，若差值不符合要求，1s后时间继电器接点打开，装置变为检测母线残压是否符合要求来实现慢切。
由于建备1开关为老式多油开关，开关机构动作慢，合闸时间长，6kV厂用电电源开关为真空开关，开关机构动作快，合闸时间短，而BZT装置一次自投回路原设计是在6kV厂用电开关合上后合闸命令即消失，由于两开关动作时间不同，造成建备1开关在机构未合到位时就返回。
现将其BZT回路进行改线，接入建备1开关合闸监视及BZT合闸自保持回路，以确保其合闸成功。
（2）UPS直流电源未联动
原因为UPS直流蓄电池组连接线出厂时由于压接质量不好，致使多股导线在线鼻子处断线，再加蓄电池组运行中由于长期充放电，使其中一极连接线剩下的几股导线也被烧断，造成蓄电池组正负极回路开路，在UPS交流电源失电时，蓄电池组投不上，UPS装置对外供电中断，使机、炉用热工监视仪表无指示。
现已对3，4号机UPS 蓄电池组连接线全部更换为高质量多股软铜线。
（3）Ⅲ建石1，Q7，6104，6204控制开关在值班人员复位后绿灯平光，红灯闪光
原因为上述控制开关复位后，其控制回路中的两对接点10，11与14，15接通，接点10，11接通后，绿灯发平光，而3号发变组跳闸后，由于建备1未联动上，致使其高低压厂用电失去，部分装设低电压保护的厂用设备跳闸，在值班人员将这些跳闸设备的控制开关复位前，由于其控制开关位置与电源开关位置不对应，使3号机组直流110kV系统的闪光装置启动，闪光母线带电。
此时又恰逢高低压厂用电失电，造成电源接于3号机组MCC的1，2号内冷水泵电源中断，发电机断水保护动作，保护出口回路接点闭合，直流110kV 正电源就通过Ш建石1，Q7，6104，6204中任一开关的控制回路中的断水保护出口接点、红灯、控制开关的14，15接点与闪光母线接通，此时由于其它厂用跳闸设备未复位，闪光母线就通过这些设备的事故音响回路与负电源接通，就出现了Ⅲ建石1，Q7，6104，6204控制开关在值班人员复位后绿灯平光，红灯闪光的异常现象。
但由于Ⅲ建石1，Q7，6104，6204开关的红灯闪光回路与其它低电压保
护动作跳闸设备的绿灯闪光回路是串联关系，就又造成了Ⅲ建石1，Q7，6104，6204的红灯闪光与低电压保护动作跳闸设备的绿灯闪光不同步，且灯光变化情况也不同。
在同一时间，红灯闪光是一灭一亮，绿灯闪光是一亮一暗，这种现象是因为当闪光装置中的电容充电电压未达到闪光继电器J动作电压值之前，J常闭接点闭合，Ⅲ建石1，6104，6204的红灯与厂用电跳闸设备的绿灯串联后，接于直流110V电源的正负极上，红绿灯均亮；当闪光装置中的电容充电电压达到闪光继电器J的动作电压值后，J常闭接点打开，其常开接点闭合，Ⅲ建石1，Q7，6104，6204的红灯回路被短接，红灯灭，而此时辅机绿灯回路直接接于直流110V电压上，其亮度变强，要比红绿灯都亮时的亮度强。
现已将所有厂用电设备的红绿灯更换为自闪光节能灯，删除了原设计回路中的闪光回路，消除了这一异常现象。
3处理方法
值班人员在发电机主保护动作跳闸后，在发电机重新零起升压过程中，发现发电机出现零序电压后，未直接利用断灭磁开关来消除发电机磁场能量，而是将发电机电压降至0后才断开励磁调节柜
输出开关Q4，延误了事故处理时间，甚至有可能进一步扩大事故。
这是因为若故障点在发电机内部的定子回路中，则二次升压后故障电压持续时间越长，对定子回路的损坏程度就越大，并有可能损坏定子线圈和铁心，造成无法挽回的后果。
因此，为防止事故扩大，处理此类事故时可采取直接断灭磁开关的办法来进行处理。
（张家宁，白炎武，牛进岭，李文奇）
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