火电厂实习报告.docx

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火电厂实习报告

　实　习　报　告

学　　院　电气信息学院

学生姓名　

专　　业电气工程及其自动化

学　　号

年　　级2014级

指导教师

教务处制表

二Ο一七年十二月二十一日

一、实习目的与要求

大学第四学年完成了理论课程学习，我们到了江油发电厂进行了参观学习，对本科阶段的专业课程进行了逻辑贯穿与流程整合。

从理论基础出发从完整的系统角度了解并熟悉了实际的系统结构及工作原理。

通过现场的工程技术人员的深入讲解，领会发电厂的设计，运行，维护，检修，经济，环保等工作与要求。

二、实习地点——江油电厂

（一）江油发电厂介绍

江油发电厂位于四川省境内，始建于1958年，是西南地区出现较早的火力电厂。

先后经历了四期建设工程，目前全厂总装机容量126万kW，固定资产60多亿元。

发电厂的主要构成部分分为主发电机、锅炉系统、励磁系统、主变压器、电气主接线、厂用系统、断路器、互感器、升压站等一系列的配套设施构建而成。

1、发电机系统

1）主要部件及参数

发电机主要由转子（磁极）、定子（电枢）、、、前后端盖、电刷与电刷架或无刷励磁组件等组成，各部分的作用下面给你做出介绍。

1）转子转子的功用是产生磁场。

转子由爪极、磁扼、、滑环、转子轴等组成。

2）定子定子安装在转子的外面，和发电机的前后端盖固定在一起，当转子在其内部转动时，引起中磁通的变化，中就产生交变的。

3）的功用是将的变为直流电。

整流器由整流板和组成。

4）调节的输出电压。

5）端盖及电刷组件端盖分前端盖和后端盖，起支撑转子、定子、整流器和330MW机组后端盖装有无刷励磁组件、300MW机组后端盖延伸部分装有电刷组件。

简单参数介绍：

330MW机组：

阿尔斯通生产的T225--460型汽轮发电机，水氢氢冷却方式；励磁方式为自并励无刷励磁系统。

额定有功功率330MW，电流9480A，电压24kV，额定功率因数（cosφ）0.85。

300MW机组：

东方电机厂生产的QFSN-300-2-20B型汽轮发电机，水氢氢冷却方式。

励磁方式为静止可控硅自并激励磁系统。

额定有功功率300MW，电流10189A，电压20kV，额定功率因数（cosφ）0.85

启动与并列、解列与停机

启动准备过程：

大修后需各项修后试验合格后方可启动，摇测发电机各部绝缘合格→发电机介质置换→启动密封油系统→启动氢系统→启动定冷水系统→摇测各辅机绝缘合格→检查各系统辅助电源送电，检查各辅助系统运行正常→作各类启动前试验→转速2900时，送上发电机出口PT→主变转热备用→励磁开关合闸→发电机并网→切换厂用电

2）太白300MW机组燃煤发电汽轮发电机设备

N300－16.7/537/537-8型（合缸）汽轮机是东方汽轮机厂引进和吸收国内外先进技术设计制造的最新第八代亚临界300MW优化机型之一，为一次中间再热两缸两排汽凝汽式汽轮机。

汽轮机规范及特性

∙型号：

N300－16.7/537/537-8型300MW

∙型式：

亚临界、一次中间再热、单轴、双缸、双排汽、凝汽式汽轮机

∙制造厂：

东方汽轮机厂

∙转子旋转方向：

从汽机向发电机方向看为顺时针方向

汽轮机主要技术特性

汽轮机本体结构

本机组高中压部分采用合缸结构，高压部分设计为双层缸，通流部分为反向流动，高压和中压进汽口都布置在高中压缸中部，是整个机组工作温度最高的部位。

低压缸为对称分流式，也采用双层缸结构，蒸汽由低压缸中部进入通流部分，分别向前后两个方向流动，机组总长18m

高中低压转子均采用整锻结构，为无中心孔转子。

高中压转子采用30Cr1Mo1V材料，转子总长7364mm（不含主油泵轴及危急遮断器），转子材料的脆性转变温度为121℃；低压转子采用30Cr2Ni4MoV材料，转子总长8320mm，转子材料的脆性转变温度为27℃

汽缸

一般分为高压缸、中压缸和低压缸

作用：

约束蒸汽，使其在特定通道中流动，固定隔板等静子部件，隔热。

设计要求：

结构刚度好，高温蠕变性能好，严密性好。

材料：

高、中压缸采用铸造合金钢；低压缸采用铸造碳钢或碳钢板焊接而成。

喷嘴（组）、隔板

高压第一级的静子蒸汽通道通常称为喷嘴（组），其后各级静子蒸汽通道称为隔板。

静子蒸汽通道由沿圆周向布置的静叶片组构成，静叶片固定在隔板上。

作用:

蒸汽膨胀加速，将热能转变为机械能。

汽轮机结构

通流级数：

总共27级，其中高压缸由一个单列调节级和8个压力级构成；中压缸由6个压力级构成；低压缸双流程，每流程6级。

汽轮机滑销系统：

高压内缸相对于高压外缸的死点在高压进汽中心线前475mm处，以定位环凸缘槽定位，低压内缸相对于低压缸外缸的死点设在低压进汽中心线处。

高、低压内缸分别由死点向前后两方向膨胀。

汽轮机静子通过横键相对于基础保持两个固定点（绝对死点），一个在中低压轴承箱架上#2轴承中心线后205mm处，另一个在低压缸左右两侧基架上低压进汽中心线前360mm处，推力轴承在#2轴承箱内。

机组启动时，高中压缸、前轴承箱向前膨胀，低压缸向前、后两个方向膨胀。

转子相对于静子的固定点（相对死点）在中低压轴承箱内推力轴承处，机组启动时，转子由此处向前、后膨胀

汽机有两个高压主汽门，两个中压主汽门，四个高压调节汽门，两个中压调节汽门。

4个高压调节阀对应4组喷嘴，4组喷嘴汽道数均为37只

图1主汽门、调门的布置及与喷嘴组的对应关系

汽封系统

轴端汽封：

本机高中压缸和低压缸共有五组汽封。

高中压前后轴端汽封采用高低齿“尖齿”汽封；低压汽封采用光轴尖齿结构的铜汽封。

高中压间汽封有两段，目的是减小高压缸蒸汽的泄漏，在两段汽封之间设置有事故排放阀（BDV）。

在机组跳闸时，BDV阀快速开启，将高中压汽封处余汽直接引入凝汽器，防止机组超速。

BDV阀的开启和关闭由中调门行程来控制：

当中调门行程≥30mm时，BDV阀关闭；当中调门行程＜30mm时，BDV阀开启。

轴封汽源：

高、中、低压轴封汽源的接口用管子与轴封压力控制站相连接。

压力控制站由高压供汽调节阀、再热冷段供汽或辅助汽源供汽调节阀和溢流调节阀组成。

轴封回汽管路系统：

高中低压最末段轴封都用管子与汽封加热器相连，主要由轴封加热器和两台轴封风机组成，用于抽出最末段轴封腔室的汽－气混合物，维持该腔室负压在6.3Kpa.低压汽封温度控制站：

主要有由喷水减温器和温度调节站组成，自动维持低压汽封供汽温度不超过150℃

回热抽汽系统

汽轮机采用8级非调节抽汽，1、2、3级抽汽分别供3台高压加热器。

4级抽汽供汽动给水泵、除氧器，5、6、7、8级抽汽分别供4台低压加热器。

除氧器采用滑压运行。

汽轮机本体辅助系统

高压缸预暖系统：

在高排逆止门前的高排官道上设置有高压缸预暖系统，在汽轮机冲转前，高压旁路阀后的蒸汽或辅助蒸汽通过倒暖阀进入高压缸，从高中压缸之间汽封、高压主汽管疏水和高压缸疏水排出，对高压缸进行预加热

中压缸启动系统：

在高排逆止阀前的高排管道上设置有通向凝汽器的管道，管道上布置有气动阀（采用0.4～0.7MPa压缩空气），中压缸启动过程中该阀打开，将高压缸与凝汽器连通，防止高压缸叶片鼓风过热

汽缸夹层加热系统：

高中压外缸下半设置有夹层加热进汽口，从夹层加热进汽联箱来的蒸汽通过阀门分别进入左右进汽口对高压内缸与高中压外缸之间的夹层进行加热以便在启动过程中对胀差及温度及时进行调整.

应急排放系统：

当机组甩负荷时，高压缸、高压导汽管内冗余蒸汽将有可能通过高中压之间的轴封漏入中、低压缸导致机组超速。

在高中压轴封间设置应急排放装置，机组跳闸时，应急排放阀（BDV）快速开启，将大部分冗余蒸汽引入凝汽器，防止机组超速

控制保安系统

控制保安系统。

主要有：

控制系统（DEH）、保安系统（ETS）、监测系统（TSI）

1.DEH：

数字式功频电液调节系统。

它将现场的模拟信号转化成数字信号，通过计算机的运算，完成对汽轮机的启动、监视、保护和运行。

2.ETS：

EngineTemperatureSwitch引擎温度开关，汽轮机跳闸保护系统。

用于监视汽轮机转速，轴向位移，轴承润滑油压，凝结器真空以及电液调节系统油压等。

它接受来自TSI系统或汽轮发电机组其它系统的报警或停机信号，进行逻辑处理，输出指示灯报警信号或汽轮机遮断信号。

3.TSI：

TurbineSupervisoryInstrumentation汽轮机安全监视系统。

TSI系统能连续地监测汽轮机的各种重要参数，例如：

可对转速、超速保护、偏心、轴振、盖（瓦）振、轴位移、胀差、热膨胀等参数进行监测，帮助运行人员判明机器故障，使设备能在不正常工作引起的严重损坏前遮断汽轮发电机组，保护机组安全。

3）循环水系统

作用：

循环水系统的功能是将冷却水（海水）送至高低压凝气器去冷却汽轮机低压缸排汽，以维持高低压凝气器的真空，使汽水循环得以继续。

另外，它还向开式水系统和冲灰系统提供用水

系统流程:

每台机组设置两台循环水泵，循环水泵从前池进水，经循环水泵升压后进入循环水母管，由循环水母管引出两根管路从凝汽器下部进入凝汽器水室，经凝汽器不锈钢管后从凝汽器上部两根出水管至循环水回水母管，经过凝汽器热交换后回到凉水塔进行通风冷却后回到凉水塔。

循泵前池设置联络闸板，可以进行凉水池水位平衡，双机循环水出口母管设置联络母管一根。

凝汽器循环水设置两套独立的胶球清洗装置。

每套对应于半侧凝汽器，可在不减负荷情况下循环清洗凝汽器不锈钢管，以提高汽机效率

双曲线型塔特性

火电厂、核电站的循环水自然通风冷却塔是一种大型薄壳型构筑物。

建在水源不十分充足的地区的电厂，为了节约用水，需建造一个，以使得中排出的热水在其中冷却后可重复使用。

大型电厂采用的冷却构筑物多为双曲线型冷却塔。

此类冷却塔多用于内陆缺水电站。

水池多为在地面下约2米深的圆形水池。

塔身为有利于自然通风的双曲线形无肋无梁柱的薄壁空间结构，多用制造。

冷却塔通风筒包括下环梁、筒壁、塔顶刚性环3部分。

下环梁位于通风筒壳体的下端，风筒的自重及所承受的其他荷载都通过下环梁传递给斜支柱，再传到基础。

筒壁是冷却塔通风筒的主体部分，它是承受以为主的高耸，对风十分敏感。

其壳体的形状、壁厚，必须经过壳体优化计算和曲屈稳定来验算，是优化计算的重要内容。

塔顶刚性环位于壳体顶端，是筒壳在顶部的加强箍，它加强了壳体顶部的刚度和稳定性。

斜支柱为通风筒的支撑结构，主要承受自重、风荷载和温度应力。

斜支柱在空间是双向倾斜的，按其几何形状有“人”字形、“V”字形和“X”字形柱，截面通常有圆形、矩形、八边形等。

一般按双抛物线设计，基础主要承受斜支柱传来的全部荷载，按其结构形式分有环形基础（包括倒“T”型基础）和。

基础的沉降对壳体应力的分布影响较大、敏感性强。

故斜支柱和基础在冷却塔优化计算和设计中亦显得十分重要。

江油电厂采用的冷却塔规格

塔型：

双曲线自然通风逆流式

冷却面积：

5500m2

塔高：

120m

冷却塔蒸发损失：

810m3/h

循环水泵及电机

电压6.0KV

斜流泵流量16668m3/h

联锁与控制：

凝汽器循环水进口电动蝶阀：

该阀装于凝汽器循环水进口管上，每路一只，该阀在主控制室或就地均能手动开关

凝汽器循环水出口可调电动蝶阀：

该阀装于两根凝汽器循环水出口管上，每路一只。

此阀为一可调电动门，运行人员可随循环水温度变化而改变门的开度。

尤其冬季水温低可使门的开度减小，从而节约厂用电和减少循环水的蒸发损失。

在循环水出口管上安装此门，可确保凝汽器内有足够的循环冷却水。

该阀在主控制室或就地均能手动开、关至任何开度位置

常见异常及事故

事件一：

2006年10月9日，＃34机带230MW负荷，无功20MVAR，机组运行正常。

13:

10,办理“017”号电气一种工作票（＃3机B段母线、6台开关、电缆清扫、检修、试验、保护仪表校验），断开4318,4317联动成功。

13:

20办理“018”号电气一种工作票（＃3炉B段母线、开关、电缆清扫、检修、试验、保护仪表校验）。

断开4314开关时，4313开关联动不成功，柴油发电机启动，但由于4300开关在检修位置，DCS失电，4A/4B循环水泵液控蝶阀关闭，4B循环水泵跳闸。

＃34机低真空保护动作，汽机跳闸,炉MFT、机组跳闸。

13:

25值长刘世华就地合上4313开关，炉保安段恢复供电。

循环水泵4A/4B恢复正常，汇报调度同意点火开机并网。

16:

40并网成功。

原因分析：

此次机组跳闸是由于办理“018”号电气一种工作票（＃3炉B段母线、开关、电缆清扫、检修、试验、保护仪表校验）。

断开4314开关时，4313开关联动不成功，DCS失电，4A/4B循环水泵液控蝶阀关闭，4B循环水泵跳闸引起

冷却水系统的作用：

用生水（预处理水）对机炉电及公用辅助设备进行冷却

系统构成及走向

•工业水用户：

真空泵交换器、密封油真空泵、凝泵轴承、汽泵及前置泵轴承，电泵及电泵前置泵轴承，电泵机封

•电侧：

氢气除湿装置

•炉侧：

A、B、C、D磨煤机轴承、减速器、稀油站以及排粉机轴承；捞渣机轴封水、送风机液压调节油站、空预器导向、支持轴承和火灾监测、定排扩容器

•公用：

杂用与仪用空压机冷却、暖通空调、汽水取样

•冷升水用户：

•机侧：

汽机润滑油冷油器、EH油冷油器、电泵空冷器、润滑油、工作油冷油器、小机润滑油冷油器

•电侧：

发电机氢冷器、定子冷却器

凝补水系统

作用：

将除盐水补进凝汽器,为保证系统运行正常；满足①汽水循环损失。

②辅机冷却系统损失。

③相关的用汽损失，如辅汽用户、吹灰、取样、排污等损失

系统构成及走向

每台机组设置一个100m3的补充水箱，，该水箱高位布置于机房6.3m层。

一期工程的除盐水母管延长至二期工程，除盐水母管分别引进两个补充水箱。

#33、#34机组的补充水箱设有一根连通管。

启动初期，除盐水母管的水靠静压差流进凝汽器。

机组正常运行时，靠凝汽器负压由补冲水箱向凝汽器补水。

机组开机时，从补冲水箱出水管引出一路经上水泵（102.6A，85m3/h、扬程135米）升压后，分别向锅炉和除氧器上水。

从除盐水母管分别接有集控空调系统、凝泵启动密封水、真空泵工质补水、汽封加热器疏水多级启动补水以及发电机定子冷却水水箱补水。

凝结水系统

作用：

为除氧器及给水系统提供凝结水，并完成凝结水的低压段回热，同时为低压缸排汽、三级减温减压器、辅汽、低旁等提供减温水。

为了保证系统安全可靠运行、提高循环热效率和保证水质，在输送过程中，对凝结水系统进行流量控制及除盐、加热、加药等一系列处理

系统构成及走向

主凝结水的流程为：

凝汽器热井→凝结水泵→凝结水精处理装置→轴封加热器→#8低压加热器→#7低压加热器→#6低压加热器→#5低压加热器→除氧器。

在凝结水精处理后设有凝结水支管，为系统用户提供水源，包括低压缸喷水、大机和小机轴封减温器喷水、A、B小机排汽减温水、暖通用蒸汽减温水、扩容器Ⅰ、Ⅱ减温水、中缸启动减温器减温水、低旁减温水及真空破坏阀密封水等

给水系统

作用：

是把除氧水升压后，通过高压加热器利用汽轮机抽汽加热供给锅炉，提高循环的热效率，同时提供高压旁路减温水、过热器减温水及再热器减温水等

系统流程：

是指从除氧器给水箱经前置泵、给水泵、高压加热器到锅炉省煤器前的全部给水管道，还包括给水泵的再循环管道、各种用途的减温水管道以及管道附件等

4）汽机油系统

润滑油系统的作用

该系统具有三个基本功能

功能一：

为汽轮机、发电机径向轴承提供润滑油。

为汽轮机推力轴承提供润滑油。

带走径向轴承中摩擦产生的热量

为盘车装置提供润滑油。

为装在前轴承座内的机械超速脱扣装置提供控制用压力油。

功能二:

转子的顶起，通过形成一个油膜来减少启动和低速时的主力矩

功能三:

保证停机后转子温度的均匀。

启动前盘动沉重的转子。

油系统的正常工作对于保证汽轮机的安全运行具有极其重要的作用，如果润滑油系统突然中断油流，即使只是很短时间的中断，也将引起轴承烧瓦，从而可能发生严重的事故。

同时油系统中断将使低油压保护动作，使机组故障停机。

因此必须给与足够的重视

润滑油系统的组成

主要有主油箱、主油泵、交流润滑油泵、直流事故油泵、注油器、排烟风机、顶轴油泵、冷油器（两台）、滤油器、油净化装置等组成

2、电气主保护配置

随着电力规模的发展，输电线路的增长，系统稳定性问题逐渐严重，对继电保护切除故障速度的要求提高，要求在任何情况下都有一套主保护在工作。

因此采用两套主保护的配置方案，即两套能在线路全长范围内瞬时切除任何短路故障的纵联保护。

由于每种保护原理都有一定的性能弱点，故最好能采用两套原理不同的主保护。

1）线路主保护产生、原理及特点

•主保护的产生：

随着电力建设的规模发展，输电线路电压等级的提高，线路的延长，要求继电保护能快速准确的切除高压输电线路故障（电力系统暂态稳定的要求：

系统暂态稳定性取决于系统吸收暂态能量的能力，当我们无法改变吸收能力时，那么设法减少暂态能量也能起到维持系统稳定的效果，故快速保护具有实际意义），以维持系统的稳定运行，防止局部故障发展成为系统事故。

多段式的后备距离或者零序保护只能反应输电线路单侧电气量（电流和电压）的变化，无法判别线路末端、对侧母线、下级线路出口故障，因而无法实现全线速动。

要想满足灵敏性、选择性，必须配置反应输电线路两侧电气量变化的纵联保护。

•纵联保护：

是用某种通信通道将输电线路两端的保护装置纵向联结起来，将本端的电气量信息状态传送到对端进行比较，以判断故障在本线路范围内还是在线路范围之外，从而实现全线速动切除区内故障。

常见的通道类型

•纵联保护要想获得两侧的电气量变化信息，就必须把本侧的信息告诉对侧，然后从对侧读取信息，这就必须涉及到通信问题，通信离不开通道，目前常见的通道类型。

•电力线载波（高频）通道（分为专用收发信机或复用载波机），经济但是不可靠；（优点：

利用电力线路本身传递信息，投资小；缺点：

频带窄，信息传输量小；线路故障时，通道可能同时遭到破坏，故多用闭锁式保护）

•微波通道（很少应用）；（优点：

具有大带宽，可传输波形；缺点：

需设置专门的微波设备，增加投资）

•光纤通道（专用或者复用），可靠，目前正大量应用于110kV及以上线路保护中；（具有微波的优点，比微波具有更宽的带宽，更高的传输稳定性，投资小，可与信息通讯系统同时建设，一网多用）

•导引线，适用于10kM内的线路，很少使用。

（需敷设专门线路，投资大，自身因长度、电阻、电容、绝缘等影响而安全性差）

2）线路主保护分类

按动作原理分类：

纵联电流差动保护----利用通道将本侧电流的波形或代表电流相位的数字信号传送到对侧，每侧保护根据两侧电流的幅值和相位比较的结果区分区内故障还是区外故障。

（比较波形的叫纵联电流差动保护，；比较相位的叫纵联电流相位差动保护如发电机、变压器等使用，线路较少）

这类保护在每侧都直接比较两侧的电气量，并且要求两侧信息采集的同步，信息量大，实现技术要求较高。

方向比较式纵联保护---两侧保护装置将本侧的功率方向、测量阻抗是否在区段内的“判别结果”等逻辑信息传送到对侧，每侧保护装置根据两侧的判别结果，区分是区内故障还是区外故障。

这类保护在通道中传输的是逻辑信号，不需要两端采样同步，而不是电气量本身，传送的信息量较少，但对可靠性要求很高，按照保护判别方向所用的原理可分为方向纵联保护与距离纵联保护。

纵联距离保护原理

线路两端都装有具有方向性的阻抗继电器，综合比较两端阻抗继电器的动作行为（阻抗方向的异同）可以区分区内故障与区外故障。

由于这种保护的核心元件是阻抗继电器，故而把这种纵联保护称作纵联距离保护。

优点：

只有当故障发生在本线路（Ⅱ段范围）以内时相应的方向阻抗元件才启动，提高了保护的可靠性；一般高压线路配备距离保护胃后备保护，距离保护的Ⅱ段为方向原件，可与纵联距离保护共同使用，简化了保护装置，节约了成本。

缺点：

后备距离保护检修时，主保护（纵联距离）被迫停运

允许式纵联保护用的特点

允许式纵联保护用方向距离继电器作方向判别元件，一般无反方向元件。

一般规定从母线流向线路为正方向，线路流向母线为反方向。

在功率方向为正的一端向对端发送允许信号，此时每端的收发信机只能接收对端的信号而不能接收自身的信号。

每端的保护必须在方向元件动作，同时又收到对端的允许信号之后，才能动作于跳闸。

显然只有故障线路两侧的保护才符合这个条件。

对非故障线路而言，一端是方向元件动作，但收不到允许信号，而另一端是收到了允许信号但方向元件不动作，因此都不能跳闸。

允许式纵联距离保护通常采用复用载波通道构成。

也有复用微波和复用光纤通道的。

3）后备保护配置方面

由于大电流接地系统的线路较长，远后备难以满足下一条线路末端短时的灵敏度，故采用近后备方式。

后备保护一般采用相间距离保护及接地距离保护。

如果灵敏度和动作速度满足要求，也可采用方向性零序电流保护。

后备保护的原理：

后备距离或者零序保护只能反应输电线路单侧电气量（电流和电压）的变化。

相间距离保护反映相间故障，接地距离保护反映接地故障，两保护相互配合、同时投停，两相接地可使用接地距离保护反映，也可使用相间距离保护反映。

后备保护的构成：

首先能识别故障，其次能区分故障点的远近，从而实现选择性动作。

后备保护的缺点：

不能区分本线路末端故障和相邻线路始端故障，为了保证在相邻线路始端故障时不越级跳闸，后备保护的瞬动段都只能保护本线路全长的一部分，不能构成全线速动。

后备保护的特点：

为了保护线路全长，后备保护一般都是按照多段式设置，相互配合，即可保护本线路全长，又可构成相邻线路的后备保护。

4）发变组保护

机变保护保护配置原则

发电机组的配置原则应以能可靠地检测出发电机可能发生的故障及不正常运行状态为前提，同时在继电保护装置部分退出运行时，不影响机组的安全运行。

在对故障进行处理时，应保证满足机组和系统两方面的要求，因此，主保护应双重化。

.关于后备保护，发电机、变压器已有双重主保护甚至已超双重化配置，本身对后备保护已不做要求，高压主母线和高压线路主保护也都实现了双重化，并设置了开关失灵保护，因此，可只设简单的保护来作为相邻母线和线路的短路后备，对于大型机组继电保护的配置原则是：

加强主保护（双重化配置），简化后备保护。

继电保护双重化配置的原则是：

两套独立的CT、PT检测元件，两套独立的保护装置，两套独立的开关跳闸机构，两套独立的控制电缆，两套独立的电源。

发电机故障形式：

（1）定子（电枢绕组）故障：

定子绕组相间短路故障---烧毁定子线棒铁芯，部件变形，电动力增大。

定子匝间短路故障---环流，破坏绝缘，可能发展为单相接地短路和相间短路。

定子绕组单相接地故障（一般是铁芯接地）---铁芯烧伤或局部熔化，威胁绝缘。

（2）转子（励磁绕组）故障：

转子接地故障---一点接地危害不严重，两点接地，磁势不平衡，可能引起发电机的强烈震动或将转子绕组、铁芯烧毁，汽轮机磁化。

失磁故障---从系统吸收无功，异步运行，可能造成振荡失步，转子过热，定子过热。

发电机的不正常运行状态：

（1）区外短路引起的：

对称过流---定子过热，绝缘老化。

负序（不对称）过流---转子过热或灼伤。

（由于外部短路造成）

（2）系统问题引起的：

对称过负荷---定子过热，绝缘老化。

负序（不对称）过负荷---转子过热。

（机组过负荷，负荷分的大）

过激磁---转子绕组过热

低频---汽轮机振动，转子疲劳，叶片受损。

失步---振荡，发电及损坏，系统崩溃。

（3）误操作等引起的：

过电压---绕组绝缘击穿。

机组甩负荷两点原因。

逆功率---汽机末级叶片过热疲劳。

汽机跳闸机组未解列时。

过激磁---转子绕组过热。

误上电（突加电压）---发电机异步启动，严重