电气异常及事故处理指导书要点.docx
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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断线或空开跳闸处理：
1）、若发电机电压、有功、无功显示降低、为零则可能为1YHPT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Ⅰ、定子匝间保护Ⅱ
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；
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0
2）. 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、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）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，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/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/C2H4
CH4/H2
C2H4/C2H6
＜0.1
0
1
0
0.1-1
1
0
0
1—3
1
2
1
＞3
2
2
2
（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/C2H4
CH4/H2
C2H4/C2H6
0
0
0
无故障
0
1
0
低能量密度的局部放电
1
1
0
高能量密度的局部放电
1
0
1
低能量放电
2
0
2
低能量放电
1
0
2
高能量放电
0
0
1
低于150℃的过热故障
0
2
0
150～300℃低温范围的过热故障
0
2
1
300～700℃低温范围的过热故障
0
2
2
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+C2
0～100
≥150
300以上
乙炔
C2H2
＜5
≥5
＞10
氢
H2
＜100
≥150
不规定
一氧化碳
CO
＜300
≥300
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400Ｖ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 ）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，
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