电气典型事故处理预案.doc

Dragon Aromatics (zhangzhou) Co., Ltd.腾龙芳烃（漳州）有限公司企业标准龙口自备热电厂电气典型事故处理预案2016- - 发布 2016- - 实施腾龙芳烃（漳州）有限公司汽电部 发布电气典型事故处理预案1.1 电气事故处理总则1.1.1 发生事故时，机组领班应在值长统一指挥下，带领本班值班人员根据各自的职责迅速果断地处理事故，现场领导应根据现场实际情况，给予必要的指导，但不得与值长的命令相抵触，若有抵触，应以值长的命令为准。对值长的命令除直接危害人身、设备安全的外，均应坚决执行。并按以下原则沉着、冷静地进行处理。1.1.2 迅速解除对人身和设备的威胁，应首先保证人身安全。1.1.3 最大限度地缩小事故范围，确保非故障设备的正常运行。1.1.4 故障消除后尽快恢复机组正常运行，满足系统负荷的需求，确保对外供电。只有在设备确已不具备运行条件或继续运行对人身、设备安全有直接危害时，方可停运机组。1.1.5 事故发生时，应停止一切检修与试验工作。机组人员有权制止无关人员进入事故现场。1.1.6 当发生本规程未列举的事故时，运行人员应根据自己的经验，具体情况作出正确判断，主动采取对策迅速处理。1.1.7 遇自动装置故障时，运行人员应正确判断，及时将有关自动装置切至手动，及时调整，维持机组参数正常，防止事故扩大。1.1.8 事故处理完毕，运行人员应实事求是地把事故发生的时间、现象及所采取的措施，详细记录在值班记录中，下班后立即召集有关人员对事故原因、责任及以后应采取的措施认真讨论、分析。总结经验，从中吸取教训。1.1.9 交、接班时发生事故，交、接班人员应互相协助,但须服从当班领班、值长的统一指挥。直至事故处理告一段落后，方可交、接班。1.2 发电机异常处理1.2.1 在下列机变保护发生异常时，应立即汇报中调。1） 发电机差动保护。2） 发变压器差动保护。3） 厂高变差动保护。4） 励磁变差动保护。5） 发电机失磁、失步、低频保护。6） 发变重瓦斯保护。7） 发变中性点零序过流保护。8） 发变220kV侧相间过流保护和零序过流保护。1.2.2 发变组保护异常处理原则1.2.2.1 保护PT、CT断线时，在保护未动作之前，应退出相关保护，并及时处理。1.2.2.2 双重化配置的主保护其中一套退出，如发电机差动保护、主变差动保护、厂高变差动保护、励磁变差动保护，在申请中调同意后允许机组运行不超过48小时，超时运行必须由相关领导批准。1.2.2.3 不允许设备无主保护运行，发电机差动保护、主变差动保护、厂高变差动保护、励磁变差动保护不允许两套同时退出，因故需两套同时退出前，必须停运机组。1.2.2.4 变压器重瓦斯保护退出前，必须报相关领导批准。1.2.2.5 发电机两套失磁保护不允许同时退出。在申请中调同意后允许机组退出一套失磁保护短时运行不超过24小时，并要求电气保护人员及时处理，超时需报调度批准。1.2.2.6 其余动作于跳闸的保护有故障需退出时，是否允许运行由相关领导批准，并要求继电保护人员及时处理，在继续运行时必须汇报中调调度员，同时要加强监视。1.2.2.7 保护装置因故需整套退出，必须先断开保护装置的所有出口压板，不允许以直接拉电源的方式来退出整套保护装置。1.2.2.8 发生保护动作、开关掉闸时，应嘱令持有工作票的工作班组停止工作，查明原因，以便及时处理。如发现保护误动或信号不正常，应及时通知继保人员进行检查。1.2.2.9 发现装置有起火、冒烟、巨大声响等紧急情况，值班人员先做应急处理，并同时向值长及中调值班人员汇报。1.2.2.10 当系统或设备发生故障时，值班人员应立即查明动作的保护、开关、信号和光字牌，汇报值长，做好记录，并经继保人员确认无误后复归信号，并将动作情况填入“继电保护动作记录簿”。1.2.2.11 记录保护动作时的有关数据，打印有关参数事故录波和SOE记录，便于事后分析。1.2.3 发电机发生下列事故应紧急停机1） 发电机内冒烟起火；2） 励磁机冒烟起火，发电机碳刷架环着火处理无效；3） 发电机强烈振动，超过允许值。机内有摩擦、撞击声；4） 发电机内部故障，保护或开关拒动；5） 发电机大量漏油，且伴有定、转子接地。6） 发变、高厂变、机炉故障需要紧急停机的情况；7） 需要停机的人身事故。1.2.4 发电机紧急停运方法：1） 手按硬操盘灭磁开关跳闸按钮，检查灭磁开关跳闸，发电机出口开关联跳；2） 手按硬操盘汽机紧机跳闸按钮，检查热工保护动作，发电机灭磁开关和发电机出口开关跳闸。3） 手按硬操盘紧急跳机按钮，发电机出口开关跳闸。1.2.5 发电机温度异常处理1.2.5.1 现象：1）发电机定子线圈温度高报警。2）定子铁心端部温度或定子铁心端部温度高报警。3）冷却后空气温度高报警。1.2.5.2 原因：1） 发电机过负荷。2） 发电机三相电流不平衡。3） 铁芯或绕组短路。4） 空气冷却器冷却水污垢引起冷却器管道堵塞。5） 空气冷却器工作不正常。6） 温度检测元件故障7） 空气冷却器冷水流量过低或进水温过高或冷热风道短路，造成冷却器出口风温太高。8） 通风系统发生故障。1.2.5.3 处理：1） 稳定负荷，记录异常温度测点及当时的发电机有功、无功、功率因数、三相电流、电压、冷却后空气温度。2） 通过对发电机相关参数的分析或采用降低发电机出力，观察温度变化趋势来判温度检测元件是否存在故障断（如在不同负荷工况下某元件始终显示异常，基本判断该元件故障）。元件故障应及时通知热工人员处理。3） 判明为发电机过负荷或三相电流不平衡引起发电机温度异常，应及时根据相关规定处理。4） 如发电机空气冷却器冷却后空气温度异常，应及时检查空冷器工作情况，检查空冷器冷却水的供给量、冷却器表面是否凝结水珠、冷却水管道是否破裂等。5） 若是冷却水工作不正常，应及时检查、调整并恢复至正常。6） 经上述处理无效，或发生以下之一情况，应故障停机：（A） 发电机定子绕组温升超过80K，调整无效。（B） 发电机铁芯温升超过80K，调整无效。1.2.6 发电机定子接地1.2.6.1 现象1） “发电机定子接地”保护报警，发电机可能跳闸。2） “发变低压侧接地”可能报警。1.2.6.2 处理1） 定子接地保护跳闸时，按主开关跳闸处理。2） 定子接地保护发信尚未跳闸时，应立即降负荷做停机准备。同时对发电机出口PT、励磁变压器进行外观检查，联系继保人员对发电机中性点配电变压器二次电压、出口PT二次电压、及主变低压侧PT二次电压进行测量。综合分析判断，当确定为发电机内部接地时，应立即将发电机解列灭磁。3） 停机后应联系检修人员分别测量发电机出口PT、励磁变和发电机定子绝缘，以判断故障发生在发电机内部还是外部。1.2.7 发电机转子接地1.2.7.1 现象1） “发电机转子接地”保护报警。2） 转子接地保护一点接地动作于报警，转子接地保护两点接地动作于跳闸。1.2.7.2 处理1） 转子接地保护跳闸时，按主开关跳闸处理。2） 转子接地保护发信尚未跳闸时，按下述步骤进行处理：a） 对发电机励磁系统如碳刷架、励磁交直流回路、励磁控制柜等进行全面检查，有无明显接地。b） 检查发电机大轴接地碳刷接触情况，禁止在接地保护投入的情况直接将大轴接地碳刷提起或进行调整。c） 联系继保人员用高阻万用表测量发电机转子正、负极对地及极间电压，换算绝缘电阻。d） 综合判断为保护误发信时，应退出转子接地保护，并尽快进行处理。如属发电机大轴接地碳刷接触不良，应退出转子接地保护，将接地碳刷处人工接地，并采取相应的防范措施后，方可处理大轴接地碳刷。e） 综合判断确定为励磁回路接地无法消除时，联系调度将发电机负荷平稳转移后停机。f） 处理过程中要防止人为造成两点接地，同时加强对发电机转子电压、电流、无功功率、机组振动等的监视，发生两点接地，立即手动停机。1.2.8 发电机失磁1.2.8.1 现象1） “发电机失磁”保护报警，发电机可能跳闸。2） 励磁电流指示为零或接近于零。3） 发电机无功功率指示为负值，功率因数指示进相。4） 发电机有功功率指示降低并摆动。5） 发电机定子电压下降，定子电流大幅上升并摆动。6） 邻机和线路无功电流大幅增加。7） 发电机转速周期性波动，发电机振动增大。1.2.8.2 处理1） 发电机失磁保护跳闸时，按主开关跳闸处理。a）发电机失磁保护尚未跳闸时，按下述步骤进行处理：若失磁保护未动作，但实际励磁电压已降到0V，应监视机端电压，当机端电压低于允许值85%时，为了防止电力系统发生振荡或电压崩溃，迅速将发动机解列，若电压高于允许值，则不应当立即切除发电机，而是切换厂用电源以及迅速降低发电机出力等措施，并随即检查造成失磁的原因予以消除。在失磁起的30s内将发电机的负荷降至60的额定负荷、在90s内将发电机的负荷降至40的额定负荷；总的失磁异步运行时间不得超过15分钟，转子电流不大于1.01.1倍额定值，机端电压不低于允许值85%。b) 若15分钟内不能恢复励磁应将机组与电网解列。c) 若本机失磁后引起邻机和系统震荡，应立即紧停发电机。1.2.9 发电机过激磁1.2.9.1 现象1） 发变组保护柜发“发电机过激磁”保护报警。2） 发电机过激磁保护段动作于信号，段动作于跳闸。3） 励磁调节器“V/H”限制报警，自动降低励磁电流。4） 发电机端电压过高或频率过低。1.2.9.2 处理1） 发电机过激磁保护跳闸时，按主开关跳闸处理。2） 下列情况造成发电机过激磁时，应立即将发电机灭磁。a） 发电机转速达额定转速前误加励磁电流；b） 发电机升压并网操作时由于PT断线误加大励磁电流或其它原因发生过激磁，发电机转子电压和电流大于空载值；c） 发电机解列，主汽门关闭，机组惰走而励磁未断开；d） 发电机甩负荷，发电机在励磁调节器自动失灵或手动运行状态下解列。3） 下列情况造成发电机过激磁时，应将励磁调节器切至手动，手动降低励磁电流。a） 因励磁调节器自动调节失灵引起发电机励磁电流骤增；b） 励磁调节器PT断线引起调节器误加大励磁。1.2.10 发电机三相电流不平衡1.2.10.1 现象：1） 发电机三相电流差别增大，发电机负序电流指示增大。2） 发电机冷、热风温度升高。3） 机组产生100HZ的倍频振动。4） 发电机不对称过负荷保护定时限部分动作于报警，反时限部分动作于跳闸。1.2.10.2 处理：1） 发电机不对称过负荷保护跳闸时，按主开关跳闸处理。2） 发电机三相不平衡电流超过规定值，应首先核对发电机、主变三相电流表，机组振动情况等，检查是否由于表计或仪用电流互感器回路故障引起。3） 以下情况应降低机组无功负荷，无效时向调度申请降低机组有功负荷，使定子电流不平衡度降低到允许值以内。经处理仍然无法使定子电流不平衡度降到安全范围时，应设法将机组解列。a） 发电机任一相电流大于额定值。b） 定子最大相电流与最小相电流超过10。c） 负序电流超过8。4） 若不平衡电流是由于机组内部故障引起，应立即将故障的机组解列。5） 若不平衡电流是由于系统原因引起，应立即汇报调度尽快消除，以保证发电机继续运行。6） 发电机带不平衡电流运行期间，应严密监视发电机各部温度、冷却后的空气温度和机组振动的监视和检查，如果发现不平衡电流增大，温度异常升高，应立即停机。7） 发电机负序过流停机，再次启动前，必须对发电机尤其是转子进行全面检查，确认无异常后，经相关领导批准后方可重新启动。1.2.11 发电机过负荷1.2.11.1 现象：1） 发电机定子电流增大超过额定值。2） 发电机各部温度升高。1.2.11.2 处理：1） 发电机对称过负荷保护跳闸时，按主开关跳闸处理。2） 发电机过负荷，若系统电压正常，应减少励磁电流，降低定子电流到额定值，但应注意不得功率因数和定子电压不得超过允许范围。不得使发电机无功功率进相。如减小励磁电流不能使定子电流降到正常值，应汇报值长申请减有功负荷。3） 发电机强励动作引起的过负荷，10S内运行人员不得干涉，超过时间应将调节器切至手动，将发电机定子电流降至额定值以下。4） 发电机事故过负荷运行时，要密切注意发电机各部分温度不超过规定值，若超过应及时降低发电机负荷，使温度降低到规定值以内。1.2.12 发电机励磁回路过负荷1.2.12.1 现象：1） 发电机励磁电流增大超过额定值。2） 发电机风温升高。 3） 励磁调节器“过励限制”报警，将励磁电流自动拉回。1.2.12.2 处理：1） 系统原因造成的发电机励磁回路过负荷，若系统电压低、频率正常，可联系调度适当降低有功负荷，以增加发电机无功出力。2） 发电机强励动作引起的发电机励磁回路过负荷，10S内运行人员不得干涉，超过时间应将调节器切至手动，将发电机励磁电流降至额定值以下。3） 发电机励磁回路过负荷超过允许时间，应将励磁调节器切至手动，将发电机励磁电流降至额定值以下。4） 励磁回路过负荷运行时，应密切注意发电机风温，参考监视发电机励磁系统的转子温度计算值。1.2.13 发电机失步和振荡1.2.13.1 现象：1） 发电机“失步”保护报警，严重时动作于跳闸。2） 发电机及线路电流、有功功率、无功功率指示周期性地剧烈摆动，并经常超过额定值。3） 发电机端电压、厂用电压、220kV系统母线电压周期性地摆动，并经常是电压降低。照明周期性地一明一暗，和发电机、主变轰鸣声合拍。4） 自动励磁调节器PSS动作，转子电压、电流周期性地摆动。发电机强励装置可能动作。5） 汽轮机组转速波动，调速系统摆动。6） 跟据振荡中心位置的不同，振荡可能呈现下述特点：a） 单机振荡：振荡中心落在发变组内，发电机端电压和厂用电压周期性严重降低，失步发电机指示与邻机及线路指示摆动方向相反，摆动幅度比邻机及线路激烈。自并励的发电机可能失步伴随失磁使振荡幅度更为剧烈。b） 发电厂和系统振荡：振荡中心落在220kV线路，220kV母线电压周期性严重降低，本厂所有发电机摆动方向相同，摆动幅度基本一致。c） 系统振荡：振荡中心落在本厂送出线路以外，本厂所有发电机摆动方向相同，摆动幅度基本一致，幅度相对较小。1.2.13.2 原因：1） 系统故障，保护延时切除，自动装置失灵，系统联系电抗突然增大，等造成系统动稳定破坏。2） 线路输送功率超过静稳定极限。3） 发电机励磁调节器自动失灵造成发电机振荡放大而失步。4） 发电机失磁或欠磁引起，励磁调节器手动运行，监视不力造成发电机滑极失步。5） 汽轮机调速系统大幅波动，引起原动机功率突变。6） 发电机非同期并列。1.2.13.3 处理：1） 发电机失步保护跳闸时，按主开关跳闸处理。2） 下列情况应立即将发电机解列：a） 单机振荡；b） 发电机失磁造成系统振荡，失磁保护拒动时；c） 振荡原因是由于发电机误并列引起；3） 对于发电厂与系统振荡：a） 快减负荷。b） 当励磁调节器自动方式运行时，严禁干扰励磁调节器动作。手动励磁时，增加发电机励磁电流至允许的最大值。4） 对于系统振荡：a） 增加发电机励磁，增加发电机无功出力，使电压提高至允许的最大值。b） 频率偏高时，应立即降低机组出力，使频率下降直到振荡消失或频率降到49.8HZ为止。c） 频率偏低时，应增加机组出力，发电机过负荷按事故过负荷处理。5） 经以上处理，振荡仍未消失，应汇报调度，按调令处理。6） 若系统振荡引起机组MFT，则按有关机组MFT事故处理原则进行处理。7） 在系统振荡时，应密切注意机组辅机运行情况，设法调整有关运行参数在允许范围内。8） 振荡消失后通知各岗位全面检查厂用机械。1.2.14 发电机主开关跳闸1.2.14.1 现象：1） 发电机相关保护动作告警；2） 发电机出口开关跳闸，灭磁开关跳闸，汽轮机主汽门关闭，汽轮机跳闸；3） 发电机甩负荷，定子三相电流到零，定子电压迅速到零，系统周波有所下降；4） 厂用电切换至启备变。1.2.14.2 处理：1） 汇报调度，发电机已跳闸；2） 检查确认发电机三相电流确已到零，确认发电机励磁电流迅速到零，否则手动执行；3） 厂用电切换正常，及时调整启备变分接头，维持厂用电压正常；4） 根据保护动作信号、故障录波和事故追忆初步判断故障原因、范围，确定故障性质；5） 若跳闸是由热机保护引起，待机炉故障排除后重新并网。6） 若是外部故障引起跳闸时，如系统故障引起发变220KV侧过流、接地、发电机负序过流、低压过流等保护动作，则联系中调，查明原因，待系统故障消除后，经有关领导同意可用零起升压法试送电。在隔离故障点且全面检查无异常后，可将发电机重新并列。7） 若是若发电机差动保护、定子接地等保护动作，说明发电机的内部有故障，此时，应对发电机及有关设备进行详细的外部检查：a) 对发电机保护范围内的全部设备进行全面检查。b) 检查发电机有无绝缘烧焦的气味或其他明显的故障现象。c) 外部检查无问题，应测量发电机定、转子绝缘电阻是否合格及各点温度是否正常。d) 若检查发电机及有关设备、回路未发现故障，则由有关领导决定是否零起升压，若零起升压时发现有不正常的现象应立即停机检查处理，若零起升压时未发现不正常的现象，则发电机可并网运行。8） 若经检查确认为保护装置误动，联系检修处理，停用该保护装置后，经相关领导批准后方可重新将发电机并入系统。9） 若主变或高厂变差动、瓦斯、过流等保护动作，说明变压器内部可能有故障，按变压器异常和故障处理。10） 若发-变组大差动保护动作，则应对保护区域内的所有设备进行详细的检查和必要的测试，确认无故障后经有关领导同意可用零起升压的方法试送电。11） 若是母差、开关失灵保护动作，查明故障母线或失灵开关，将其停役，并迅速恢复机组运行。12） 若发电机失磁保护或发电机逆功率保护动作，则应联系保养对励磁系统或汽机有关系统作相应的检查处理。1.2.15 发电机端1PT断线异常处理1PT所带负荷：发电机同期屏、变送器屏、励磁调节柜（量测）、PMU屏、发电机保护A屏。1.2.15.1 现象：1） 发电机保护A柜“PT断线”告警；2） DCS可能出现下列异常：1、发电机电压、有功、无功DCS显示值降低、为零或不变，实际电压、无功可能会增加。2、机组有功负荷(DCS)可能波动,与电负荷不匹配。3、发电机无功负荷逐渐升高。4、DCS、DEH三个功率信号不准确，造成实际DEH功率控制偏差。5、发电机周波显示可能失常，功角显示异常。6、发变组保护装置PT断线信号灯可能亮。7、发电机PT故障相二次侧电压降低,但指示不为零,非故障相的相电压不变,线电压降低(8、励磁调节器输入信号异常，电压波动大，强励信号可能发出，发出PT断线信号，励磁调节器由自动切手动方式。手动运行时，应设专人进行监视和调整。3） 发电机定子电流、转子电流指示正常；4） PMU电压异常。1.2.15.2 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，当PT处于断线过程中,尚未完全断开时,PT断线信号不会发出,可以根据母线电压,发电机无功功率.机端电压.有功三个测点的输出偏差及发变出口有功进行综合分析,并测量PT二次侧判断故障点.由于一相PT熔丝尚未完全熔断且电压缓慢下降导致励磁调节系统未能判定PT断线，因此未能自动切换到手动，励磁调节系统误认为电压降低进行自动调节，发电机电压、有功、频率波动不大，无功及励磁电压波动比较大。如果发电机此时出口PT一相熔丝直接熔断该相电压降低至0时上述情况更严重导致强励动作，电压升高，励磁绕组电流发热,导致过激磁保护动作。而实际发电机出口电压未降低。此时运行人员如果发现无功一直增加,或功角增大明显，发电机运行点有可能超出P-Q曲线的允许范围,励磁电压剧烈波动,应迅速将AVR控制由自动切至手动方式即电流恒定方式, 手动调节励磁电流，监视机端正常相电压。当功率信号都不正确时，汽机应退出协调控制进行手动控制，参考发变有功功率，维持汽机进汽量，压力，温度稳定。防止造成负荷剧烈波动，这样发电机机端电压，无功，有功，励磁系统就能稳定在正常范围，保证发电机安全运行。2） 发变组保护A柜自动切换到备用PT，若无法切换请示相关领导，退出发电机保护A柜下列保护：a） 发电机失磁保护；b） 发电机逆功率保护一；c） 发电机逆功率保护二；d） 发电机失步保护；e） 发电机定子接地保护（三次谐波和基波部分）；f） 发电机复合电压闭锁过流保护；g） 发电机低频保护；h） 发电机过激磁保护；i） 发电机过电压保护。3） 测量1PT二次电压，判断是一次还是二次断线；4） 如二次自动开关跳闸，检查无明显故障，立即试送一次，试送不成功不得再强送，应检查有关电压回路是否有短路现象；5） 如属一次保险熔断，应通知电气检修人员处理，将该PT所带保护退出运行（若已切至备用PT可不用），AVR切至手动控制。断开该PT二次开关，将PT小车拉出(带绝缘手套、穿绝缘鞋做好防护措施)。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。6） 如为互感器发热、放电、异味、冒烟严重应立即停机处理不得拉开一次PT。 1.2.16 发电机端2PT断线异常处理2YH所带负荷：电度表、AGC/AVC柜、励磁调节柜（仪表）、发电机保护B屏、故障录波。1.2.16.1 现象：1） 发电机保护B柜“PT断线”告警；2） 发电机励磁系统“PT断线”告警，电压表显示异常。3） 发变组故障录波器可能频繁启动。4） AGC/AVC柜“PT断线”告警。5） 电度表显示异常。6） 发电机PT故障相二次侧电压降低,但指示不为零,非故障相的相电压不变,线电压降低。1.2.16.2 处理：1） 发变组保护A柜自动切换到备用PT，若无法切换请示相关领导，退出发电机保护B柜下列保护：a） 发电机失磁保护；b） 发电机逆功率保护一；c） 发电机逆功率保护二；d） 发电机失步保护；e） 发电机定子接地保护（三次谐波和基波部分）；f） 发电机复合电压闭锁过流保护；g） 发电机低频保护；h） 发电机过激磁保护；i） 发电机过电压保护。2） 测量2PT二次电压，判断是一次还是二次断线；3） 如二次自动开关跳闸，检查无明显故障，立即试送一次，试送不成功不得再强送，应检查有关电压回路是否有短路现象；4） 如属一次保险熔断，应通知电气检修人员处理，将该PT所带保护退出运行（若已切至备用PT可不用），AVR切至手动控制。断开该PT二次开关，将PT小车拉出(带绝缘手套、穿绝缘鞋做好防护措施)。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） 如为互感器发热、放电、异味、冒烟严重应立即停机处理不得拉开一次PT。 1.2.17 发电机端3PT断线异常处理3YH所带负荷：匝间保护(一)、(二)，同时作为发电机保护A、B屏备用PT，发电机保护任一组PT断线，保护自动切换到备用PT。1.2.17.1 现象：1） 发电机保护B柜“PT断线”告警；1.2.17.2 处理：退出发电机保护A/B屏匝间保护。1.2.18 220kV电压回路断线1.2.18.1 现象：1） 发变组保护A、B柜“220kV电压回路断线”报警；2） DCS显示发变高压侧电压异常。1.2.18.2 处理：1） 汇报值长，退出发变高压侧复合电压闭锁过流保护。2） 如果报警信号在发电机并网之前发出，则应立即中止并网操作。3） 如二次自动开关跳闸，检查无明显故障，立即试送一次，试送不成功不得再强送，应检查有关电压回路是否有短路现象；1.2.19 发电机着火1.2.19.1 现象：1） 发电机内发出巨响，有油烟等物喷出，有焦臭味；2） 出口风温升高。 1.2.19.2 处理：1） 发电机紧急停机、汽轮机破坏真空紧急停机。2） 保持盘车及发电机冷却器系统继续运行。3） 用四氯化碳灭火器、二氧化碳灭火器、1211灭火器进行灭火。4） 对发电机进行隔离，保护事故现场，分析着火原因。1.2.20 发电机非同期并列1.2.20.1 现象：1） 发电机和系统冲击，发电机有功、无功功率、电流指示等剧烈摆动，发电机发出巨大的轰鸣声；2） 根据非同期严重情况，发电机出现不同程度的振动；3） 发电机保护可能动作。1.2.20.2 处理：1） 发电机保护跳闸时，按主开关跳闸处理。2） 若发电机无显著声响和振动，各参数指示振荡幅度逐渐衰减，可以不停机。3） 若发电机产生很大的冲击和强烈的振动，显示摆动剧烈且不衰减，则应立即解列停机。4） 未加励磁的发电机发生误并列时，应立即解列。5） 发电机发生非同期解列停机后，应通知检修人员对发电机进行详细检查，查明并消除非同期并列的原因。同时测量发电机转子交流阻抗，进行必要的电气试验确认发电机和发变无问题后，能否重新启动并列，应请示相关领导。1.2.21 发电机逆功率1.2.21.1 现象：1） 汽轮机主汽门或调门全关；2） 发电机有功负荷迅速下降至负功率，定子电流指示降低。3） 发电机无功指示升高，机端电压升高；4） 汽轮机排汽温度升高。5） 发电机“逆功率”保护报警，逆功率保护可能跳闸。1.2.21.2 处理：1） 如逆功率保护动作跳闸，按主开关跳闸处理。2） 如程序逆功率及逆功率保护未动作，在确认汽轮主汽门完全关闭，发电机功率已为负功率后，手动将发电机解列灭磁，逆功率运行不允许超过1min。1.2.22 系统低频1.2.22.1 现象：1） 频率指示长时间低于49.8HZ；2） 系统低频常伴随着出现系统低电压；3） 汽轮机声音变沉，一次调频回路动作自动加出力；4） 发电机低频保护各段“低频”累计时间达允许时间时报警，严重低频段动作于跳闸。1.2.22.2 处理：1） 若低频保护动作跳闸，按主开关跳闸处理。2） 发生系统低频，应不待调令，立即将发电机出力升至最大，发电机的过负荷按事故过负荷规定执行，但应注意不得使过负荷保护动作。3） 系统低频时应注意厂用负载监视和调整，防止重要辅机过载跳闸。4） 注意监视发电机励磁电流，防止发电机转子回路过负荷。5） 密切监视发电机进出风温度、定子铁芯温度、定子铁芯端部温度等，防止超温。6） 当系统低频和低电压同时发生的时候，应优先考虑满足频率要求。1.2.23 发电机升不起电压1） 检查发电机定子电压、励磁电压以及励磁电流指示是否正常。2） 检查发电机灭磁开关、励磁开关合闸是否良好，发电机是否起励，起励电源是否正常。3） 检查发电机PT二次自动开关接触是否良好，一次保险是否正常。4） 调节器是否正常，调节器直流电源是否良好。5） 检查励磁变运行是否良好。6） 检查发电机碳刷接触是否良好。7） 检查功率柜工作是否正常。1.2.24 发电机出口组合SF6开关设备防爆膜爆破1.2.24.1 现象：1） 发电机、主厂组跳闸，发电机GCB处传来巨响。2） 现场检查GCB防爆膜破裂，SF6气体携带大量金属性粉尘喷出。3） GCB气压表指示为大气压。1.2.24.2 原因：1） 误操作带电合地刀。2） 误操作带负荷拉合刀闸。3） 误操作带电慢分慢合开关。4） 开关在低SF6气压的氛围中开断。5） 开关开断次数和开断能力超过限额。1.2.24.3 处理：1） 检查发电机、主厂变组全停，否则立即手动执行，并报告上级主管部门。2） 所有人员立即撤离现场，佩戴防毒面具或氧气呼吸器，进入现场进行处理，开启所有底部通风设备。3） 六氟化硫气体中存在的有毒气体和设备内产生的粉尘，对人体呼 吸系统及粘膜等有一定的危害，一般中毒后会出现不同程度的流泪、打喷嚏、流涕，鼻腔咽喉有热辣感，发音嘶哑、咳嗽、头晕、恶心、胸闷、颈部不适等症状。发生上述中毒现象时，应迅速将中毒者移至空气新鲜处，并及时进行治疗。4） 工作人员佩戴防毒面具或氧气呼吸器进行工作时，要有专门监护人员在现场进行监护，以防出现意外事故。5） 事故处理后，应将所有防护用品清洗干净，工作人员要洗澡。6） 短路造成发电机、主变、厂用全停，按相关规程进行处理。1.3 励磁系统异常及事故处理1.3.1 正常运行时，励磁调节系统应工作在任一通道“自动”方式，“手动”方式和备用通道应跟踪正常；若励磁调节系统单个通道运行或工作在“手动”方式时，DCS励磁系统画面应派专人监视和调整，并尽快消除故障，恢复正常运行。1.3.2 当通道A 或者通道B故障或异常，发出报警信号时，运行人员应立即采取相应措施。如果发生了切手动，例如：过励限制，欠励限制，V/Hz限制等等，首先，操作增磁/减磁开关，将发电机调节到正常的运行状态下，其次操作手、自动选择开关与当前的运行位置一致，如果发生了通道切换，则操作通道选择开关与当前运行的通道运行位置一致。1.3.3 励磁调节系统程序将测量到的仪表PT值和量测PT的值进行比较，如果其差值大于较大值的1/8，则发PT断线信号，如果是量测PT断线，除发信号外，运行方式由自动运行切换到手动运行方式。1.3.4 励磁调节系统出现故障时，先不要复归报警信号，先检查并记录面板显示的故障指示，观察显示屏上端的具体的故障显示并记录下来。1.3.5 故障处理完毕，如果需要切回到原通道运行，一定要在跟踪正确后再切换，切换前要检查以下三个量是否两个通道基本一致。（a） 电压给定值 UGR（b） 励磁电流给定值 IFR(c ) 晶闸管控制角 ARF以上三个量如果相差较大时，要继续等到跟踪基本一致，再进行通道切换。1.3.6 如果运行工况发生改变后，进行人工操作自动、手动切换时，也一定要等侯30秒1分钟时间，进行方式跟踪。跟踪正确后才能保证无扰动切换。1.3.7 发生严重故障，造成停机，运行人员不要停掉励磁控制柜的工作电源。要联系检修人员，将故障数据和事件记录下来再做处理。1.3.8 当机组运行时，励磁控制柜内旋转二极管故障报警灯亮，表示发电机整流盘的旋转二极管或快速熔断器有故障，打开励磁控制柜后门，按下对应报警通道的旋转二极管故障信号复位按钮，如仍然报警就必须考虑立即停机检查，更换已损坏的旋转二极管或快速熔断器元件 ，防止故障扩大。1.3.9 发电机励磁系统强励动作时：1） 运行人员在10秒内不得干涉。2） 10秒后强励动作结束，AVR自动由“自动”方式切至“手动”方式运行，手动控制励磁电流在1.05倍额定值以下。3） 若强励10秒后AVR未自动切换至“手动”方式运行，应立即手动将AVR切至“手动”方式，手动控制励磁电流在1.05倍额定值以下，并加强监视。1.3.10 励磁系统的紧急切断1） 一些设备的错误故障可能导致励磁系统的远方控制不能动作，但在紧急情况下，必须保证能够切断励磁系统。紧急切断可以通过在励磁柜上的“按KK分闸”按钮或硬操盘“灭磁开关紧急断开”按钮来实现。2） 紧急断开只有在事故及用正常切断方式无法实现时才能使用。1.4 变压器异常及事故处理1.4.1 遇有下列情况时，应立即停止变压器的运行：1） 变压器着火、冒烟。2） 油枕或防爆管喷油。3） 变压器内部音响很大，很不均匀，有爆裂声。4） 套管有严重的破损和放电现象或引线端子熔化。5） 在正常负荷和冷却条件下，变压器温度不正常地不断上升。6） 油质变化过甚，油内出现碳质等。7） 严重漏油使油面下降，低于油位计的指示限度。8） 干式变压器绕组有放电声，并有异臭。9） 当变压器附近的设备着火、爆炸或发生其它情况，对变压器构成严重威胁时；10） 人身触电无法脱身时。11） 色谱分析，有可燃性气体，总烃增长率过快时。1.4.2 变压器过负荷1.4.2.1 变压器可以在正常过负荷和事故过负荷的情况下运行。变压器在过负荷运行时，应投入全部冷却装置。1.4.2.2 变压器在存在较大缺陷(如冷却系统不正常、严重漏油、色谱分析异常等)时，不允许过负荷运行。1.4.2.3 变压器在过负荷情况运行时，应记录过负荷倍数和运行时间并设法尽快降负荷，严密监视变压器负荷及上层油温，线圈温升等数值以控制变压器过负荷运行在相应允许的时间内，加强到就地进行检查。1.4.2.4 发变压器的过负荷应以发电机的过负荷能力为限。1.4.2.5 干式变压器过负荷时，应投入冷却装置。1.4.2.6 变压器经事故过负荷后，应对变压器进行全面检查，并将事故过负荷的大小、持续时间记入变压器的技术档案内。1.4.3 变压器油温高处理1.4.3.1 检查变压器的负荷和冷却介质的温度，核对该负荷和冷却介质温度下应有的油温值。1.4.3.2 核对就地与远方的温度计指示。若不能判断为温度表指示错误时，应适当降低变压器的负荷，以限制温度的上升，并使之逐步降低到允许范围之内。1.4.3.3 检查变压器的三相电流是否平衡。1.4.3.4 检查冷却系统是否正常，若温度升高的原因是由冷却系统的故障引起的，应投入备用冷却器，若没有备用冷却器，则将负荷降至与冷却系统相对应的负荷，等待消缺。1.4.3.5 经上述检查处理无问题，但油温仍较同一负荷和冷却条件下高出10以上，或变压器负荷不变，油温不断上升，则认为变压器内部故障，应汇报值长停运变压器。1.4.4 变压器过激磁：1.4.4.1 变压器电压不得超过相应分接头额定电压的5，三大变压器工频过激励能力如下表：1） 发变工频电压升高时允许运行持续时间：工频电压升高倍数相相1.11.251.51.58相地1.11.251.92.00持续时间20min20s1s0.1s2） 厂高变在空载和满载下，工频电压升高时允许运行持续时间：工频过电压倍数(相地)1.051.11.21.31.4空载持续时间连续连续60s5s0.5s满载持续时间连续20min20s1s0.1s3） 启备变在空载和满载下，工频电压升高时允许运行持续时间：工频过电压倍数(相地)1.051.11.21.31.4空载持续时间连续连续30min1min20s满载持续时间连续20min1min20s1s1.4.4.2 在220kV系统中由于线路突然空载或误操作引起的工频过电压，由于发电机励磁系统故障引起过电压或频率大幅度下降，都将会造成变压器过励磁。1.4.4.3 在变压器处于小过激磁状态（1.1倍）时，运行人员应在20分钟内设法处理，超过20分钟，变压器仍处在小过励磁倍数状态，过激磁保护又未动时，应立即将变压器退出运行。1.4.4.4 过激磁保护跳闸时，按变压器跳闸处理。1.4.5 变压器油位异常1.4.5.1 当发现变压器油面较当时油温所对应的油面显著降低时，应立即加油（加油时应按有关规定执行），在加油前，经领导批准将重瓦斯保护由“跳闸”改为“信号”，对于主变重瓦斯保护还应调度许可。待加油结束，经测量重瓦斯保护无出口跳闸信号后，恢复重瓦斯保护投“跳闸”。1.4.5.2 如大量漏油而使油位迅速下降时，禁止将重瓦斯保护改投信号位置；油位已降至低极限时无法恢复时，应立即停止变压器的运行；1.4.5.3 变压器油位因温度上升而逐渐升高时，若油位高出油位指示计时，则应放油，使油面降至适当位，以免溢油。1.4.5.4 当油位因呼吸密封系统阻塞而引起的异常升高或呼吸器溢油时，因通知检修采取措施消缺；如异常时油位指示为假油位，则呼吸器恢复正常之前禁止任意放油。1.4.5.5 若因温度过低造成油位下降，应根据负荷调整冷却装置的运行方式，维持一定的油位、油温。1.4.6 变压器冷却器故障的处理1.4.6.1 低压干式变风扇故障处理（A） 检查、监视干式变温度。（B） 温度高时，可通知检修采用临时风机从外部加强通风。（C） 平时合理安排干式变负荷，安排适当时间消缺。（D） 当采取以上措施温度继续上升接近跳闸温度值时，将变压器所带母线切换至备用电源运行后，停电处理。1.4.6.2 油浸式变压器冷却方式均为油浸自冷（ONAN）1.4.7 变压器自动跳闸的处理1.4.7.1 变压器跳闸时，如有备用变压器，应迅速将其投入，然后立即查明变压器跳闸的原因。1.4.7.2 如无备用变压器时，则须根据掉牌指示查明何种保护装置动作，跳闸时有何外部现象（如外部短路、变压器过负荷及其它等），查看保护动作情况，作好记录。1.4.7.3 对保护动作范围内的设备进行外表检查，有无明显故障点。1.4.7.4 通知检修人员进行对变压器一、二次回路进行故障查找。1.4.7.5 变压器的主保护（如瓦斯或差动保护）动作时，必须对其保护范围内设备进行全面检查有无明显故障象征，并测量变压器的绝缘电阻，取气或取油样分析，以查明变压器的跳闸原因。1.4.7.6 有必要时可进行变压器绕组变形测试。1.4.7.7 判断变压器有内部故障，做好安全措施，通知检修处理。1.4.7.8 重瓦斯、差动保护同时动作，未查明原因并消除前，不得向变压器送电；动作原因消除后重新运行前，检查确认分接开关和变压器未受损坏。1.4.7.9 如检查结果证明变压器跳闸不是由于内部故障引起，而是由于过负荷、外部短路或保护二次回路故障造成，应对变压器进行外部检查无异常，并查明故障点确在变压器回路以外，才能对变压器试送电一次。1.4.7.10 变压器内部及其回路故障消除后，在投入运行前，应作零起升压观察，发现异常时，应立即停止变压器运行。1.4.8 差动保护动作的处理1.4.8.1 检查以下项目并汇报：1） 检查保护范围内所有电气设备有无短路闪络及损坏痕迹，变压器外部套管及引线有无故障和异常现象。2） 检查差动保护用高低压电流互感器有无开路或端子接触不良。3） 检查保护有无人员工作，周围有无强电磁干扰，二次回路有无短路现象，有无直流接地故障、直流电源不稳定。4） 检查变压器防爆门是否破裂，有无喷油，油位、油色是否正常。5） 检查变压器差动保护跳闸时有无相邻变压器空载充电。6） 检查变压器差动保护跳闸时有无发生外部故障。7） 配置有两套差动保护的变压器，各差动保护的动作情况。8） 打印SOE记录和事故录波并进行分析。1.4.8.2 通知继电保护人员检查保护动作是否正确。1.4.8.3 如果上述检查未发现故障异常，则可初步判断为变压器内部故障，应停止运行，等待试验。1.4.8.4 将变压器隔离出来，进行绝缘电阻和直流电阻测量，确定变压器内部是否故障。1.4.8.5 有条件时对跳闸后的变压器尽量利用发电机进行零起升压试验来检查变压器绝缘情况。1.4.8.6 对未配置差动保护的变压器，在速断保护动作时的处理与其它变压器差动保护动作时的处理类似。1.4.8.7 差动保护和瓦斯保护同时动作，应首先判断为变压器内部故障，未查明原因消除故障之前，不得将变压器送电。1.4.9 变压器后备保护动作动作处理1.4.9.1 在后备保护动作时，未发现电压下降或冲击短路现象，一二次回路无明显异常，经相关领导同意可试送一次。1.4.9.2 过流保护动作同时有明显短路冲击现象或其他明显事故现象，则进行变压器、母线系统等一次设备外部检查，经查明原因消除故障，并测量变压器绝缘合格后，将变压器投入运行。若已判定由于外部短路故障引起，且故障设备已经隔离，系统负荷需要，则变压器可以不经检查试验，重新投入运行。但必须及早创造条件，让此台变压器停役，由保养人员进行试验、检查变压器内部是否由于外部短路引起内部线圈存在问题，若系统不需要急于投运该台变压器，则立即通知检查人员到场，检查试验，确认内部线圈没问题，方可投入运行。1.4.9.3 变压器开关自动跳闸，应查明变压器跳闸的原因，若变压器有内部故障的现象时，应由保养人员作详细检查。1.4.10 瓦斯保护动作处理1.4.10.1 瓦斯保护动作的原因a) 轻瓦斯动作的可能原因：滤油、加油或冷却系统不严密，空气进入变压器；温度下降或漏油使油位缓慢下降；变压器故障，产生少量气体；由于发生穿越性短路引起；保护装置二次回路故障等。b) 重瓦斯动作或轻、重瓦斯同时动作的可能原因有：变压器内部发生严重故障；油位下降太快；变压器检修后，油中空气分离出来太快；保护装置二次回路故障等。1.4.10.2 轻瓦斯保护动作的处理1) 有备用变压器的应即切换为备用变压器运行，并检查处理。2) 对变压器进行外部检查，有无漏油、油位是否过低、油温是否升高、瓦斯继电器内是否有气体、二次回路是否有故障。3）若瓦斯继电器内存在气体，应记录气量，鉴定气体的颜色及是否可燃，通知化学取气样和油样进行色谱分析， 若气体是可燃的色谱分析异常，经常规试验以综合判断，说明变压器内部故障，必须停止变压器运行，以便分析动作原因和进行检查试验。4) 若瓦斯继电器内气体色谱分析结果判断为空气，则变压器可以继续运行；若气体是可燃的色谱分析异常，经常规试验以综合判断，说明变压器内部故障，必须停止变压器运行。5) 在上述处理过程中，注意瓦斯信号发出的间隔，如间隔时间越来越短，表示变压器可能跳闸，禁止将瓦斯改投信号，有备用变压器的投备用变压器，汇报领导，