1、电气异常及事故处理指导书要点电气异常及事故处理指导书一. 发电机出口PT断线或空开跳闸事故处理运行方式：机组正常带负荷运行，发电机出口电压互感器1YH、2YH、3YH投运且工作正常。1.发电机出口PT断线或空开跳闸现象：1)、发电机电压、有功、无功显示降低、为零或不变。2)、发电机周波显示可能失常。3)、发电机定子电流显示正常。4)、发变组保护装置PT断线信号灯可能亮。5)、发电机报警画面上发电压不平衡信号。6)、励磁调节器主、从方式可能切换。2.发电机出口PT断线或掉闸原因：1)、发电机电压互感器故障。2)、电压互感器二次回路故障。3)、电压互感器一次保险熔断。3.发电机出口PT断线或空开跳
2、闸处理：1）、若发电机电压、有功、无功显示降低、为零则可能为1YH PT故障，维持机组原工况运行，不得调整有功功率和无功功率。2）、若励磁调节器主、从方式切换则可能是1YH或3YH故障，从励磁调节器工控机上检查相应的故障信息。3）、检查电压互感器二次小开关是否跳闸，如果跳闸，可试合一次，若试合不成功，通知维护人员处理。4）、如果查明是由于PT一次保险熔断，应通知维护人员处理。将该PT所带保护退出运行，AVR切换另一套调节器工作。断开该PT二次开关，将PT小车拉出(带绝缘手套、做好防护措施)。将一次保险更换，检查PT无异常后将PT送工作位，检查一次插头插好，合上二次开关。测量输出电压正常后将所退
3、保护逐一投运，检查AVR、保护运行正常。5）、如为互感器故障，通知维护人员处理，同时运行人员加强监视。6）、如1YH故障，记录退出时间，计算影响发电机及高压厂用电量，注明在表单上。1YH所带负荷：AVR-1、定子匝间保护、定子匝间保护2YH所带负荷：测量、复合电压过流保护、低励失磁、转子一点接地、程序逆功率、逆功率、过激磁、过电压、连续低频、误上电、100%定子接地保护3YH所带负荷：录波、100%定子接地、复合电压过流保护、低励失磁、转子一点接地、程序逆功率、逆功率、过激磁、过电压、连续低频、误上电、AVR-2、远动二、发电机过激磁1、现象：1）、发电机过激磁报警和励磁V/Hz限制动作声光报
4、警2）、发电机频率降低3）、发电机电压升高4）、发电机跳闸2、处理：1）、 翻看报警及画面，确认故障，发电机解列灭磁，汽机甩负荷；2）、 若机组未跳闸，过激励磁保护动作发信，手动减少励磁，降低发电机出口电压；3）、 汇报值长，发电机过激磁动作。联系调度应尽量提高系统频率；4）、 检查发电机出口PT是否正常；5）、 就地检查主变、高厂变等油温、线圈温度正常；6）、 确认发变组保护动作情况；7）、 检查发电机各温度（铁芯、氢温、线圈、水温、励磁风温），三大辅助系统运行情况；8）、 检查励磁系统工作情况；9）、 检查AVR工作情况，励磁通道切换是否正常，并联系检修进行检查；10)、系统频率异常时，检
5、查各辅机运行情况；11)、汇报值长，简要说明处理经过。三、发电机低励1、现象：1）、 发电机励磁电流偏小，低励限制2）、 发电机励磁系统故障报警2处理：1）、 确认发电机保护屏报警。（发现励磁系统故障和低励限制声光报警，发电机励磁无法减少。）判断故障，汇报值长，联系检修；2）、 联系调度，若系统电压高，调度同意后退出机组AVC设法降低系统电压；3）、 检查AVR是否运行正常、整流装置工作是否正常；4）、 根据发电机出口电压手动调节励磁电流，使发电机出口电压不高于22.35kV；5）、 检查厂用电电压不高于6.3kV。6）、 发电机进相运行时应严密监视发电机各测点温度，尤其是铁芯端部温度不超限；
6、7）、 检查发电机定子电流和电压，注意不得超限，主变、高厂变、各厂低变等运行正常；8）、 汇报值长，简要说明处理经过。四、发电机失磁1、现象：1）. 发电机励磁电流、电压到0或接近于02）. 发电机出口电压降低，电流大幅增大3）. 发电机进相运行，进相幅度比较大4）. 发电机有功下降并波动5）. 发电机跳闸或发电机稳定破坏6）. 发电机振动增大，声音异常。2、处理：1）、如果发电机失磁保护动作，关主汽门，程序逆功率动作，机组跳闸，确认厂用电切换正常；2）、检查励磁回路是否正常；3）、如果发电机失磁保护未动作，应立即按紧急停机处理；（汽轮机打闸）.4）、检查发电机氢温、铁芯温度、线圈温度、出水温
7、度情况；5）、检查发电机振动情况是否正常；6）、通知检修尽快查明发电机保护未动作原因。五、发电机误强励1、现象：1）、发电机励磁电压、电流大幅上升2）、发电机出口电压上升3）、发电机定子电流、无功功率大幅上升4）、发电机负荷晃动5）、发电机强励动作2、处理：1）、检查发电机强励动作，励磁电压和励磁电流大幅增加，发电机定子电流增加，发电机出口电压高，判断发电机强励误动；2）、立即减小励磁，控制励磁电压、电流不超限，定子电压、电流不超限；3）、汇报值长，发电机强励误动，联系检修进行检查；4）、检查发电机出口PT熔丝是否熔断；5）、检查AVR调节装置工作是否正常，各通道跟踪情况；6）、检查发电机氢温
8、、铁芯温度、线圈温度、出水温度、励磁风温、主变及高厂变油温、线圈温度是否正常；7）、汇报值长，简要说明处理经过。六、发电机振荡 同步发电机正常运行时，定子磁极和转子磁极之间可看成有弹性的磁力线联系。当负载增加时，功角将增大，这相当于把磁力线拉长；当负载减小时，功角将减小，这相当于磁力线缩短。当负载突然变化时，由于转子有惯性，转子功角不能立即稳定在新的数值，而是在新的稳定值左右要经过若干次摆动，这种现象称为同步发电机的振荡。振荡有两种类型：一种是振荡的幅度越来越小，功角的摆动逐渐衰减，最后稳定在某一新的功角下，仍以同步转速稳定运行，称为同步振荡；另一种是振荡的幅度越来越大，功角不断增大，直至脱出
9、稳定范围，使发电机失步，发电机进入异步运行，称为非同步振荡。1、发电机振荡或失步时的现象1）定子电流表指示超出正常值，且往复剧烈运动。这是因为各并列电势间夹角发生了变化，出现了电动势差，使发电机之间流过环流。由于转子转速的摆动，使电动势间的夹角时大时小，力矩和功率也时大时小，因而造成环流也时大时小，故定子电流的指针就来回摆动。这个环流加上原有的负荷电流，其值可能超过正常值。2）定子电压表和其他母线电压表指针指示低于正常值，且往复摆动。这是因为失步发电机与其他发电机电势间夹角在变化，引起电压摆动。因为电流比正常时大，压降也大，引起电压偏低。3）有功负荷与无功负荷大幅度剧烈摆动。因为发电机在未失步
10、时的振荡过程中送出的功率时大时小，以及失步时有时送出有功，有时吸收有功的缘故4）转子电压、电流表的指针在正常值附近摆动。发电机振荡或失步时，转子绕组中会感应交变电流，并随定子电流的波动而波动，该电流叠加在原来的励磁电流上，就使得转子电流表指针在正常值附近摆动。5）频率表忽高忽低地摆动。振荡或失步时，发电机的输出功率不断变化，作用在转子上的力矩也相应变化，因而转速也随之变化。.6）发电机发出有节奏的鸣声，并与表计指针摆动节奏合拍。7）低电压继电器过负荷保护可能动作报警。发电机振荡和失步的原因_2、根据运行经验，引起发电机振荡和失步的原因有1）静态稳定破坏。这往往发生在运行方式的改变，使输送功率超
11、过当时的极限允许功率。）发电机与电网联系的阻抗突然增加。这种情况常发生在电网中与发电机联络的某处发生短路，一部分并联元件被切除，如双回线路中的一回背断开，并联变压器中的一台被切除等。电力系统的功率突然发生不平衡。如大容量机组突然甩负荷，某联络线跳闸，造成系统功率严重不平衡。2）大机组失磁。大机组失磁，从系统吸收大量无功功率，使系统无功功率不足，系统电压大幅度下降，导致系统失去稳定3）原动机调速系统失灵。原动机调速系统失灵，造成原动机输入力矩突然变化，功率突升或突降，使发电机力矩失去平衡，引起振荡4）发电机运行时电势过低或功率因数过高。(5）电源间非同期并列未能拉入同步。3、单机失步引起的振荡与
12、系统性振荡的区别1）失步机组的表计摆动幅度比其他机组表计摆动幅度要大；2）失步机组的有功功率表指针摆动方向正好与其他机组的相反，失步机组有功功率表摆动可能满刻度，其他机组在正常值附近摆动。3)系统性振荡时，所有发电机表计的摆动是同步的。当发生振荡或失步时，应迅速判断是否为本厂误操作引起，并观察是否有某台发电机发生了失磁。如本厂情况正常，应了解系统是否发生故障，以判断发生振荡或失步的原因。4、发电机发生振荡或失磁的处理如下：1）如果不是某台发电机失磁引起，则应立即增加发电机的励磁电流，以提高发电机电动势，增加功率极限，提高发电机稳定性。这是由于励磁电流的增加，使定、转子磁极间的拉力增加，削弱了转
13、子的惯性，在发电机达到平衡点时而拉入同步。这时，如果发电机励磁系统处在强励状态，1min内不应干预。2）如果是由于单机高功率因数引起，则应降低有功功率，同时增加励磁电流。这样既可以降低转子惯性，也由于提高了功率极限而增加了机组稳定运行能力。3）当振荡是由于系统故障引起时，应立即增加各发电机的励磁电流，并根据本厂在系统中的地位进行处理。如本厂处于送端，为高频率系统，应降低机组的有功功率；反之，本厂处于受端且为低频率系统，则应增加有功功率，必要时采取紧急拉路措施以提高频率。4）如果是单机失步引起的振荡，采取上述措施经一定时间仍未进入同步状态时，可根据现场规程规定，将机组与系统解列，或按调度要求将同
14、期的两部分系统解列。 以上处理，必须在系统调度统一指挥下进行七发电机氢压下降1、 现象：氢压下降2、 处理：1）核对表记，确认氢气压力下降；2）检查发电机各部分温度指示，确认在正常范围内；3）汇报值长；4）若氢压下降较低，及时进行补氢，降低机组负荷，确认在允许运行的限值内；5）查看下降趋势，检查分析下降原因；6）若机组大幅减负荷后，氢气压力出现下降但能稳定，属于正常，可通过补氢保证机内氢压在正常值；7）确认系发电机漏氢；8）立即停止汽机房动火作业；开启各门窗和所有汽机房屋顶风机加强自然通风；9）检查密封油系统运行情况；10）检查氢系统是否有阀门误开，及时关闭；11）检查定冷水箱排气氢含量；12
15、）通过氢气检漏仪进行查找各阀门、法兰结合面等部件；13）对氢气冷却器进行放气，确认是否泄漏；确认泄漏点后，通知检修处理；八、发电机相间短路1、现象：1）发电机差动保护动作2）发电机负序保护启动动作3）发电机定子过负荷动作4）发电机定子接地保护动作5）发电机跳闸，厂用电切换正常。6）汽机跳闸,2、处理：1）检查发电机出口开关、励磁开关跳闸，厂用电切换正常；2）检查发变组保护屏，确认发电机差动保护动作、发电机负序启动、发电机定子过负荷动作发电机接地保护动作等信号；3）汇报值长，发电机内部出现了故障，现正在处理。联系继保人员检查处理；4）检查发电机氢气、定冷水、密封油系统情况，如发生氢爆，着火等情况
16、，应紧急排氢，加强通风，通知消防；5）检查发电机的电气量历史曲线及故障录波器，判断发电机相间短路；6）将发电机改检修（汇报调度，拉开出口开关两侧刀闸，中性点接地刀闸，通知检修人员测量发电机绝缘）；7）汇报值长，简要说明处理经过。九、励磁系统异常运行及事故处理：1、发电机转子一点接地：1）现象：（l）发电机“转子一点接地”信号发出。（2）发电机“励磁回路一点接地”光字亮。2）处理： （1）检查发电机励磁回路是否有人工作误碰使其接地。（2）检查发电机滑环电刷及引线是否有接地，对励磁系统全面检查。（3）若励磁回路无明显接地点，应将三台整流柜分别退出运行（注意不得同时两台柜退出运行），以确定接地点是否
17、在整流柜回路。（4）若为转子外部接地，由检修人员设法消除。若为转子内部接地，汇报值长，尽快申请停机。（5）确认是转子绕组一点接地时，经总工程师同意，会同保护班检查投入转子两点接地保护已经投运正常。（6）若发电机转子回路一点接地，同时发电机漏水时，立即将发电机解列灭磁。2、励磁整流柜风机跳闸：1）现象：1）“整流柜异常”光字亮。2）发电机励磁电压、电流表指示正常。2）处理：1）立即至就地检查风机跳闸原因。2）若风机热偶动作，可以复归热偶，试转风机良好。3）若风机有异音，热偶频繁动作，应将整流柜撤运，通知检修处理。3、励磁整流柜快速保险熔断：1）现象：1）发电机励磁电压、电流冲击一次。2）“整流柜
18、异常”光字亮。2）处理：1）立即至就地查明跳闸原因。2）若快速保险熔断，应将整流柜撤运。3）通知检修处理。4、励磁整流柜过流保护动作跳闸：1）现象：1）发电机励磁电压、电流冲击一次。2）“整流柜故障”光字亮。2）处理：1）立即至就地查明跳闸原因。2）若整流柜过流保护动作，应对整流柜各二极管和阻容元件认真检查。3）若无明显故障，各元件测量正常，可以复归过流信号，合上KQD开关，检查整流柜电流是否均等，若不均流，应不查明原因。二、变压器异常运行和事故处理一、变压器异常运行的处理1 变压器过负荷超过允许时间或允许值时，应按规定调整变压器负荷，若无调整手段时应立即将变压器停止运行。2 变压器上层油温或
19、温升超过允许值时，应查明原因，设法使其降低，其检查和处理如下： 1）检查变压器的负荷电流和上层油温以及环境温度，并与在同一负荷和相同冷却介质温度下应有的油位校对比较。 2）检查温度表指示一致，或用测温仪校核确证超温指示准确。 3）检查冷却装置运行是否正常或室内通风是否良好。比较各散热器与本体温度确定是否局部过热。 4）用备用变压器转移部分负荷，或者停运部分设备，减轻变压器负荷。 5）检查变压器在同一负荷电流和相同冷却条件下、上层油温高出10以上，或变压器负荷不变而温度不断上升，则可能是变压器内部故障，应及时汇报值长，停运检查。3 变压器油位低于正常位置，如果因为长期轻度漏油引起，应加油补充到正
20、常位置。如果因为大量漏油使油位下降，应及时通知检修消除漏油。4 变压器油位因温度升高而逐渐升高时，若最高油温的油位可能高出油位指示计时，应放油至适当高度，以防溢油。5 变压器运行中轻瓦斯保护动作报警1） 动作原因： （1）检修加油，滤油，更换硅胶或冷却器油系统不严密，以致空气进入变压器内。 （2）初次投运的变压器有空气晰出。 （3）气温过低或漏油严重，使油面下降。 （4）瓦斯继电器二次回路故障，二次端子箱进水或受潮。 （5）有载调压分接头切换频繁，分离出油气。 （6）变压器内部故障，分解出少量气体。2） 处理： （1）立即对变压器本体进行检查，查明动作原因。有备用变压器时，可先倒换至备用变压器
21、运行，汇报值长，总工。 （2）若变压器运行参数没有变化，各表计及外观检查未发现异常，则可能是空气进入变压器。应将瓦斯继电器动作时间，变压器的油位、油温、环境温度及电压、电流、功率记录下来。（3）运行人员可以根据瓦斯继电器内积存气体的多少和绝缘油色谱分析（由生技部化验室化验），判断故障的轻重和性质。也可以对气体进行可燃性试验（由化验室进行取气样进行试验）。若气体可燃，应立即汇报总工停运变压器，并通知化学取油样和瓦斯气体进行分析。（4）若动作原因是油内有空气，应将空气放出，做好记录。如果相邻动作时间缩短，应请示总工，按值长令将重瓦斯保护改投信号。（5）若试验分析不是空气，变压器又不能停止运行时，应
22、加强对变压器监视，同时汇报值长和总工，尽快安排停运。（6）根据油质检验报告和油样色谱分析结果，用下列标准判定：a）油闪光点比规定低5以上，则说明变压器有故障。B）绝缘油气相色谱分析，是利用油中溶解气体的深度变化，来诊断变压器内部早期故障的一种有效方法。一般应根据色谱数据中的C2H2、C2H4、CH4、H2、C2H6五种气体的含量，按照导则推荐油中溶解气体含量的注意值和三比值法分析判断。（1）三比值法：按国家标准“变压器油中溶解气体分析和判断导则”推荐的三比值法作为判断变压器内部故障的主要方法。根据色谱数据中的C2H2、C2H4、CH4、H2、C2H6五种气体的含量，计算出三对比值，即C2H2/
23、C2H4、CH4/H2、C2H4/C2H6。并按三比值法的编码规则（见表1）和故障性质判断方法（见表2），结合相对产生速率和绝对产气速率，分析判断变压器内部故障。由于三比值法编码不全，对一些故障查不出编码。特别是同时存在两种以上的复合故障，难于得出准确的结论。（2）表1三比值法编码规则特征气体比值范围三 比 值 编 码C2H2/C2H4CH4/H2C2H4/C2H60.10100.1-1100131213222(3)表2三比值法编码对应故障性质判断三 比 值 编 码比值编码对应故障性质C2H2/C2H4CH4/H2C2H4/C2H6000无故障010低能量密度的局部放电110高能量密度的局部放
24、电101低能量放电202低能量放电102高能量放电001低于150的过热故障020150300低温范围的过热故障021300700低温范围的过热故障022高于700的高温范围过热故障C）可以用以下特征气体的注意值判断故障：单位：ppm气体名称分子式正常设备可疑设备故障设备总烃C1+C20100150300以上乙炔C2H25510氢H2100150不规定一氧化碳CO300300不规定6 变压器冷却电源消失 1）变压器冷却器的“工作电源故障”光字牌亮，应立即至就地检查，若备用电源自投，应查明原因，尽快恢复原方式供电。 2）若变压器冷却器“备用电源故障”光字牌亮，应立即到就地检查。若属电源跳闸应尽快
25、检查恢复，若控制回路故障，通知检修处理。 3）若两路电源同时消失，应监视油温变化，检查厂用400电源有无故障，必须在60分钟内恢复供电。应迅速查明原因，尽快通知有关检修班组配合消除，不得拖延。若60分钟内无法恢复，在上层油温较低时，经值长同意打开跳闸压板。必要时经值长同意，减负荷运行。 4）若变压器上层油温高于80，应减负荷运行，冷却电源要在30分钟内恢复供电。若短时间内无法恢复，应经总工同意将变压器停运。7 变压器运行中，发生下列现象之一，可以将厂用电切换至备用电源后，将该变压器（发变组）停运后处理： 1）有强列的杂音或内部放电声。 2）在正常负荷及正常冷却条件下，油温异常升高。 3）变压器
26、严重漏油，油位计中看不到油位。 4）油色变黑或油质不合格(油质分析严重超标)。 5）套管有严重破裂及放电现象。 6）变压器出线接头严重发热。二、 变压器事故处理1 变压器重瓦斯保护动作 1）立即投入备用变压器，并汇报值长。 2）立即取气体进行分析（否则颜色会因物质沉淀而消失）。 3）通知化学取气样和油样进行分析，有无游离碳如油的闪点较过去降低5以上，说明变压器内部有故障。4） 根据判断，变压器内部故障，应将变压器停运转检修。5）若非内部故障，经检查无异常时，经总工同意加入运行。 6）如果检查分析为瓦斯保护误动，在差动或速断保护正常投入的情况下，请示总工同意，可以将重瓦斯保护压板改投信号侧后，将
27、变压器加入运行。2 变压器差动及其它保护动作跳闸 1）变压器差动或速断保护动作，同时有瓦斯信号时，应立即停止运行转检修。 2）变压器差动或速断保护动作，无瓦斯信号时，应对保护范围内所有电气设备进行检查，并测量绝缘电阻，找出故障点。 3）若变压器跳闸，是由于继电器误动二次回路故障原因所致，应通知检修迅速消除。 4）如果保护回路故障短时不能消除时，在瓦斯保护完好，重瓦斯投跳闸时，经值长同意，可以撤出差动或速断保护，将变压器加入运行。3 变压器着火时的处理 1）立即拉开工作变压器各侧电源，投入备用变压器运行。 2）停止冷却装置运行，并拉开其电源。 3）变压器顶盖着火时，应打开放油阀放油，使油面低于着
28、火点。 4）开启消防喷雾装置电动阀门进行灭火，若电动操作失灵时，应立即手动开启阀门。 5）无喷水装置的变压器，用灭火器灭火，并通知消防人员到现场灭火。 6）用砂子灭油坑及地面之火。 7）注意隔离邻近设备，防止火势蔓延。 8）大型变压器防爆门爆破，上钟罩大量漏油时，为了防止变压器爆炸伤害人身，灭火人员应远离变压器。4 变压器运行中发生下列情况之一时，应立即停运。 1）变压器外壳爆裂，套管炸裂，或破裂漏油。 2）安全气道的隔膜破裂，防爆管压力释放阀向外喷油。 3）变压器内部有不均匀的炸裂声。 4）人身触电而无法脱离电源。配电装置异常运行及事故处理一、异常运行及事故处理1、 开关异常运行及事故处理1
29、） SF6开关在运行中，SF6气体压力应为0.7MPa一0.8MPa，当气压降低到0.65MPa时，应发出SF6气压低信号，运行人员立即到就地检查SF6气体的实际压力，如果没有明显漏气现象，应立即通知检修补气。如果压力继续下降到0.62MPa时，SF6气压低闭锁跳合闸“信号”发出，应立即取下操作保险，进行补气和查堵漏气。2) 如果出现突发性大量漏气，应立即断开开关控制电源，申请停电检查处理。运行人员或检修人员检查SF6漏气时，应采取防护措施，佩戴防毒面具，并有监护人在场，谨防意外中毒事故的发生。2） 开关拒绝分合闸的检查 （1）合闸控制回路的电源是否正常，保险是否接触良好，回路有无断线，控制电源开关是否跳闸。 （2）控制开关，同期开关接触是否良好。 （3）同期合闸时，同期回路工作是否正常，是否因同期装置闭锁引起。 （4）“远方”、“就地”开关是否与操作相对应。 （5）辅助接点是否接触良好，机构是否损坏或卡涩。 （6）是否因SF6气压异常而引起闭锁。 （7）合闸闭锁继电器接点接触是否良好。 (8）防跳继电器接点接触是否良好。 (9）合闸继电器、合闸线圈是否断线，辅助接点接触不良，
