火力发电厂事故处理操作手册.doc

前言随着集控运行全能值班体制的深入开展，以及机组设备、系统的改造，原有机、炉、电运行规程中事故处理的有关章节已不能满足全能值班及设备改造后事故处理的需要。为了更好的提高全能值班员综合事故处理能力，规范事故处理程序，搞好机组的安全、经济运行，在公司领导的指导下，运行部组织有关人员结合现场实际，在原有运行规程的基础上，依据电业安全作业规程、300MW机组运行导则、设备说明书、防止电力生产重大事故的二十五项重点要求及电力系统有关法规、标准等，编写了集控部分事故处理指导手册及事故处理操作手册。本手册中未涉及的事故，运行人员应根据现场实际情况综合分析判断，及时、正确、果断处理。本手册自下发之日起执行，原机、炉、电运行规程中事故处理的相关章节同时作废。编者2005年7月12日目录第一章事故处理总则6第一节事故处理原则6第二节事故处理的一般程序6第二章事故停运规定7第一节发电机事故停运规定7第二节汽轮机事故停运规定8第三节锅炉事故停运规定10第四节变压器事故停运规定11第五节汽动给水泵事故停运规定12第六节电动给水泵事故停运规定14第七节电动机事故停运规定14第三章主机部分事故处理15第一节机组跳闸15第二节发电机失磁17第三节发电机振荡或失去同步20第四节发电机非同期并列22第五节发电机非全相运行25第六节发电机出口PT保险熔断30第七节电流互感器开路33第八节机组甩负荷34第九节汽轮机超速36第十节汽轮机水冲击38第十一节汽轮机振动大41第十二节汽轮机轴向位移增大43第十三节真空下降44第十四节主机润滑油压下降46第十五节汽轮发电机组轴承温度升高48第十六节汽轮发电机组油系统着火50第十七节EH油压低51第十八节汽轮机组叶片断裂53第十九节发电机氢气着火爆炸54第二十节水冷壁爆管56第二十一节过热器爆管58第二十二节再热器爆管60第二十三节省煤器爆破61第二十四节烟道二次燃烧63第二十五节锅炉结焦65第二十六节炉前油系统着火66第二十七节蒸汽参数异常67第四章厂用部分70第一节厂用电源全失（包括保安段）70第二节厂用电源全失75第三节6KV厂用母线单段失电79第四节机段失电81第五节炉段失电83第六节保安段失电85第七节 公用段失电87第八节UPS失电（DCS改造后）89第九节直流段蓄电池出口保险熔断93第十节大电流接地系统MCC单相接地97第五章变压器99第一节变压器自动跳闸99第二节主变压器冷却器全停100第三节变压器油位异常102第四节变压器轻瓦斯信号发迅104第五节变压器着火106第六节变压器温度异常升高107第六章辅机部分109第一节循环水中断109第二节凝结水中断111第三节高加解列113第四节汽泵跳闸115第五节给水泵汽化116第六节汽包水位计异常117第七节汽水管道水冲击119第八节空气预热器跳闸120第九节引风机跳闸121第十节送风机跳闸123第十一节一次风机跳闸124第十二节磨煤机跳闸126第十三节磨煤机满煤127第十四节一次风管堵129第十五节给煤机跳闸130第十六节转机跳闸131第七章公用部分134第一节厂用仪用气压力低134第二节除盐水中断135第三节原水中断137第四节蒸气品质恶化138附录1：UPS失电事故处理释义140附录2：直流段蓄电池出口保险熔断事故处理释义143第一章事故处理总则第一节事故处理原则1. 尽快限制事故发展，消除事故根源并解除对人身及设备安全的威胁；2. 设法保证厂用电、辅汽及公用系统正常，尽量使机组不减或少减负荷，降低对临机及电网的影响；3. 各专业协调配合,调整运行方式使其恢复正常；4. 降低汽、水、油、煤、厂用电消耗，减少事故损失。第二节事故处理的一般程序1. 根据声光报警信号、表计指示、保护和自动装置动作情况及现场设备故障现象，正确判断事故发生的部位及事故性质，确定处理思路与步骤；2. 解除对人身及设备安全的威胁，隔离故障设备，保证其它设备正常运行；3. 设法保证厂用电、辅汽及公用系统正常，尽量使机组不减或少减负荷，减少对临机及电网的影响；4. 保证无故障设备的正常运行，及时投入备用设备；5. 通过检查、分析、试验，确定事故范围、处理方案及损失情况；6. 调整运行方式使其恢复正常；7. 真实准确记录事故发生的时间、现象、保护及自动装置动作情况、事故处理经过、事故性质、涉及范围、损失情况及故障设备的处理方案,汇报相关人员；8. 组织相关人员进行事故分析，吸取经验教训，48小时内提交事故报告。第二章事故停运规定第一节发电机事故停运规定1. 发电机遇到下列情况之一时，应紧急解列停机；1.1 发电机、主励磁机内有摩擦声、撞击声或振动突然增大超过0.254mm时；1.2 发电机机壳内氢气发生爆炸或冒烟着火时；1.3 发电机出线套管、中性点PT柜内有氢气泄漏侵入发生爆炸或冒烟着火时；1.4 发电机内部故障保护装置或开关拒动时；1.5 发电机外部发生长时间的短路故障保护未动作，发电机定子三相电流表指针到刻度最大极限位不下降，定子电压剧烈降低无法维持且发电机后备保护拒动时；1.6 发电机无保护运行时(直流系统查接地和直流保险熔断能立即恢复者除外)；1.7 发电机出线侧PT或中性点侧PT着火冒烟时；1.8 无刷励磁系统发生接地而且无消除的办法时；1.9 发电机发生失磁而失磁保护拒动时；1.10 发电机定子线圈引出线侧漏水并伴随有发电机定子接地现象，且发电机定子接地保护拒动时；1.11 发电机断水超过30秒，无法立即供水，并且断水保护不动作时；1.12 发变组一、二次系统发生直接威胁到人身或设备安全的危急情况；1.13 主变压器、厂用高压变压器发生需紧急停运条件之一时。2. 发电机遇到下列情况之一时，应请示生产副总经理同意，发电机解列停机：2.1 发电机无主保护运行(短时停运作试验除外)；2.2 无刷励磁系统故障，故障原因不清,无功负荷带不上，功率因数超过0.95以上(即无功负荷为有功负荷的1/3以下时)；2.3 发电机进风温度超过50,出风温度温度异常升高，且高达75以上经采取措施仍无效时；2.4 发电机定子线圈出水温度超过85，或发电机定子线圈温度超过90经采取措施仍无效时；2.5 当发电机定子线圈或氢冷却器有渗漏水现象时，机内冷氢气绝对湿度若高于（或露点温度-18），即在机外常压下取样化验时氢气中的水汽浓度不高于1gm3（或露点温度-18），经采取措施仍无效时；2.6 发变组一次系统发生一点接地，当确认并非PT一次保险熔断，而且外部检查无明显可清除的接地点，寻找时间已超过30分钟时。第二节汽轮机事故停运规定1. 在下列条件下，应立即破坏真空紧急停机：1.1 汽轮发电机组内部有明显的金属摩擦声和撞击声时；1.2 机组轴振动达到0.254mm时；1.3 汽轮机发生水冲击时；1.4 机组转速升至3330rpm，而危急保安器不动作时；1.5 汽轮发电机组任意一个轴承断油、冒烟、着火或轴承回油温度急剧上升至82；1.6 油系统着火无法立即扑灭，严重威胁机组安全运行时；1.7 油系统大量漏油，主油箱油位下降到-400mm，无法补救时；1.8 发电机、励磁机冒烟着火或氢气爆炸时；1.9 汽轮机轴向位移小于-1.02mm或大于1.01mm，而保护不动作时；1.10 汽轮机任意一轴承（#1、2、3、4瓦）金属温度达到112，发电机、励磁机任意一轴承（#5、6、7瓦）金属温度达到107，汽轮推力轴承任意一金属温度达到107时；1.11 润滑油压下降至0.06MPa，虽经启动润滑油泵仍无效时；1.12 汽轮机胀差小于1.0mm或大于18.98mm；1.13 轴封处发生多点火花或火环时。2. 在下列情况下，应请示生产副总经理同意，按不破坏真空故障停机：2.1 主蒸汽、再热蒸汽温度达到565，连续运行时间超过15分钟仍不能恢复或超过565时；2.2 主蒸汽、再热蒸汽左、右侧主汽门前温差达至42连续运行超过15分钟，仍不能恢复或超过42时；2.3 主蒸汽、再热蒸汽温度下降至460，虽经减负荷至零，仍不能恢复并继续下降至454时；2.4 主蒸汽压力波动，汽机自动主汽门前压力升高超过17.414MPa，并且连续运行超过5分钟或超过21.58MPa时；2.5 凝汽器真空降低至-0.068MPa，虽经减负荷至零，仍不能恢复并继续下降至-0.066Mpa；2.6 低压缸排汽温度高达121，连续运行超过15分钟或超过121时；2.7 发电机断水超过30秒，无法立即供水，并且断水保护不动作时；2.8 发电机定子线圈出水温度超过85时；2.9 达到机组保护动作条件，而保护拒动时；2.10 DEH工作失常，不能控制转速或负荷时；2.11 EH油泵或EH系统故障，危及机组安全运行时；2.12 主、再热蒸汽管道，高、中、低压给水管道或承压部件破裂，机组无法运行时。第三节锅炉事故停运规定1. 遇有下列情况之一，应申请停炉：1.1 锅炉给水、炉水、蒸汽品质严重恶化，经处理无效；1.2 锅炉承压部件泄漏,运行中无法消除；1.3 锅炉严重结焦、堵灰无法维持正常运行；1.4 受热面金属壁温严重超温，经调整无法恢复正常；1.5 蒸汽温度超过允许值，经采取措施无效；1.6 所有汽包低位水位计损坏；1.7 两台电除尘器故障无法在短时间恢复；1.8 控制气源失去，短时间无法恢复；1.9 运行中一台空气预热器故障跳闸，短时间无法恢复；1.10 安全门起座经采取措施不回座。2. 遇有下列情况之一，手动MFT紧急停止锅炉运行：2.1 MFT达动作条件而拒动作；2.2 给水管道、蒸汽管道破裂，不能维持正常运行或危及人身、设备安全；2.3 水冷壁管、省煤器管爆管无法维持正常汽包水位；2.4 所有汽包水位计损坏；2.5 锅炉压力不正常的升至安全门动作压力，所有安全门拒动作且40旁路不能投入、动力排放阀不能开启；2.6 锅炉尾部烟道发生二次燃烧；2.7 炉膛或烟道发生爆炸，使设备遭到严重损坏；2.8 锅炉灭火；2.9 热控仪表电源中断，无法监视、调整主要运行参数；2.10 两台扫描风机故障停运无法恢复；2.11 再热汽源中断且管壁温度超限；2.12 锅炉房发生火灾，影响锅炉安全运行。第四节变压器事故停运规定1. 变压器运行中发生下列情况之一时应紧急停运：1.1 瓷套管爆炸或破裂，瓷套管端头接线开断或熔断；1.2 变压器着火冒烟；1.3 变压器渗漏油严重，油面下降到瓦斯继电器以下；1.4 防爆膜破裂，且向外喷油；1.5 释压器动作喷油(主变、厂高变、#03备高变)；1.6 油色变化过度发黑，油内出现游离碳；1.7 变压器本体内部有异常音响，且有不均匀的爆破声；1.8 变压器无保护运行(直流系统瞬时接地和直流保险熔断及接触不良但能立即恢复者除外)；1.9 变压器保护或变压器高低压侧电源开关故障拒动；1.10 变压器轻瓦斯动作发出信号，收集排放的气体检查鉴定为可燃性气体或黄色气体；1.11 变压器电气回路发生威胁人身安全或设备安全的危急情况，而不停运变压器无法隔离电源者；1.12 变压器在正常负荷及正常冷却条件下，环境温度无异常变化，且油温不正常升高并不断上升，超过最高温度允许值时；1.13 强油循环风冷变压器，当冷却系统故障切除全部冷却器时，允许带额定负载运行20min。如20min后顶层油温尚未达到75，则允许上升到75，在这种状态下冷却系统故障在1h内无法恢复，应立即停运。2. 允许先联系后停运变压器的条件：2.1 瓷套管有裂纺纹，同时有放电声；2.2 高压侧或低压侧引线严重过热，但未溶化；2.3 变压器连接引线有断股或断裂现象；2.4 变压器顶部有落物危机安全运行，不停电无法消除者；2.5 变压器本体严重漏油；2.6 变压器在正常过负荷和正常冷却条件下，温度不正常升高，但未超过最高允许值；2.7 变压器声音异常但无放电者；2.8 变压器的油色和油位不正常，油质不合格；2.9 变压器事故过负荷引起局部过热者；2.10 变压器冷却装置故障短期内无法修复者。第五节汽动给水泵事故停运规定1. 汽动给水泵运行中遇有下列情况之一时，应立即破坏真空紧急停机： 1.1 泵组突然发生强烈振动或泵组内部有清楚的金属摩擦声时；1.2 小机发生水冲击时；1.3 油系统着火无法立即扑灭，并危胁到泵组安全运行时；1.4 任意一轴承断油、冒烟或轴承金属温度达到遮断值或轴承回油温度超过75；1.5 小机油箱油位下降至-200mm，经采取措施无效时；1.6 润滑油压降低至0.10MPa，启动备用交流油泵和直流润滑油泵后，油压继续下降至0.08MPa时；1.7 轴向位移超过1.2mm时；1.8 前置泵电动机冒烟着火时。2. 汽动给水泵运行中遇有下列情况之一时，应立即不破坏真空故障停机：2.1 小机转速达到6050rpm，而危急保安器未动作时；2.2 泵体大量泄漏或蒸汽管道，高、低压给水管道破裂无法隔离，危胁到人身及设备安全；2.3 润滑油压降低至0.10MPa，启动交流油泵和直流润滑油泵后，油压仍不能恢复正常时；2.4 排汽真空降低至46.03MPa，不能恢复时；2.5 高、低压自动主汽门门杆同时卡涩，无法活动时；2.6 给水泵汽化时；2.7 任意一轴承回油温度超过70时；2.8 前置泵电流达到28.6A，减负荷无效时；2.9 达跳闸条件，保护拒动时。第六节电动给水泵事故停运规定1. 电动给水泵运行中遇有下列情况之一时，应紧急停运：1.1 泵组突然发生强烈振动或泵组内部有清楚的金属摩擦声时；1.2 任意一轴承断油、冒烟或轴承金属温度达到遮断值或轴承回油温度超过75时；1.3 电动机冒烟或着火时；1.4 油系统着火，无法立即补灭，并危及到泵组安全运行时；1.5 润滑油压降低至0.10MPa，启动辅助油泵后，油压继续下降至0.08MPa时；1.6 工作油冷却器入口温度高于130或偶合器内冒烟着火时；1.7 偶合器油箱油位降低至零，经补油无效时；1.8 达跳闸条件，保护拒动时；1.9 泵体大量泄漏或高、低压给水管道破裂无法隔离，威胁到人身及设备安全时。2. 遇有下列情况之一，申请停止电动给水泵：2.1 给水泵汽化时；2.2 任何一个轴承回油温度超过70时；2.3 润滑油压降低至0.10MPa，启动辅助油泵后，油压仍不能恢复正常时；2.4 电动机电流达到607A，减负荷无效时。第七节电动机事故停运规定1. 电动机在运行中发生下列情况之一时，应立即停运：1.1 发生剧烈振动或窜轴，有损坏设备危险时；1.2 电动机轴承温度不正常升高或超过规定值时；1.3 电动机转子和定子严重摩擦或冒烟着火时；1.4 辅机的转子与外壳发生严重摩擦或撞击时；1.5 辅机发生火灾或被水淹时；1.6 危及人身安全时。第三章主机部分事故处理第一节机组跳闸1. 现象：1.1 警铃响，“保护动作”、“汽机跳闸”、“炉MFT”光字发；机组负荷到零；1.2 发电机主开关、灭磁开关跳闸；快切动作，厂用切换至备用电源接带；发变组各参数指示全部回零；1.3 汽轮机跳闸，主汽门、调速汽门关闭，转速明显下降；1.4 炉MFT动作并显示首次跳闸原因；CRT火焰检测器无火焰，火焰TV无火焰；运行中的一次风机、磨煤机、给煤机跳闸；炉膛负压突然负向增大并报警；汽包水位先低后高；汽温、汽压快速下降。2. 原因：2.1 机组内部故障或外部短路故障，继电保护动作跳闸；2.2 因机组失磁或断水等辅助保护动作跳闸；2.3 机、炉系统发生故障，手动紧急停机或机、炉保护动作跳闸；2.4 直流系统发生两点接地，造成控制回路或继电保护误动作；2.5 人员误碰、误操作或继电保护误动作。3. 处理要点：3.1 确认进入炉内的所有燃料确已切断，MFT动作所有设备联动正确；3.2 检查汽机高中压主汽门、调门、各抽汽逆止门关闭严密，机组转速下降，防止机组超速；及时启动主机交流润滑油泵，检查油压正常，防止断油烧瓦；3.3 确认发电机主开关三相确已断开，厂用电源切换正常。4. 处理：4.1 确认锅炉灭火，MFT动作；汽机跳闸，主汽门、调门关闭，转速明显下降，主机交流润滑油泵已联启，油压正常；发电机主开关三相跳闸，灭磁开关跳闸，6KV厂用快切动作正常，备用电源自投成功，否则立即手动执行；4.2 检查以下设备联动，否则手动立即执行：4.2.1 运行中的一次风机、磨煤机、给煤机均已跳闸；4.2.2 所有油枪角阀及来、回油跳闸阀关闭；4.2.3 过热器、再热器减温水总阀关闭；4.2.4 汽机高、低压加热器、各段抽汽解列；4.2.5 汽机高、低压门组疏水联开；4.2.6 除氧器汽源自动切换至辅汽；4.3 切换轴封、辅汽汽源，开启汽机手动疏水；4.4 控制炉膛负压正常，保持3040风量吹扫炉膛10分钟（如因烟道二次燃烧停炉，禁止通风）；4.5 启电泵，停A、B汽泵，保持汽包最高可见水位；4.6 主机转速至零,投盘车；4.7 检查引起机组跳闸的原因并处理：4.7.1 如因机炉保护动作机组跳闸，查明故障原因，待故障消除后，启动机组运行；4.7.2 如属发变组内部故障保护动作引起发变组主开关跳闸时，对发变组系统及其相关的设备进行详细的外部检查，查明有无着火冒烟、焦臭味、放电或烧伤痕迹等外部象征；如果没有发现明显的故障象征且保护未误动，应汇报生产副总同意后进行发电机零起升压测试检查，若无异常现象时可将发变组并网恢复正常运行；若发现明显的故障迹象，立即停机联系检修处理；4.7.3 若属电力网造成的系统故障，引起开关失灵保护或330KV母线保护动作导致发变组主开关跳闸时，应首先恢复机炉运行，待故障点隔离后将发变组重新并网恢复机组正常运行；4.7.4 若属励磁系统故障引起发变组主开关自动跳闸时，应对励磁系统进行详细的检查，视具体情况再作相应的处理；4.7.5 如跳闸之前强励及故障录波器均未动作，参数分析无电流冲击现象，且电网运行正常，检查是否保护误动，如保护误动，应申请退出该保护恢复机组运行，并联系检修处理；4.7.6 如由于人员误动主开关跳闸，则应立即恢复机组运行；4.7.7 如因辅机故障引起机组跳闸，启动备用转机或故障消除后，启动机组运行；4.7.8 如短时间故障无法消除，做好停机后其它工作。第二节发电机失磁1. 原因：1.1 励磁机或励磁回路故障；1.2 转子绕组或励磁回路开路、短路；1.3 AVR装置故障。2. 现象：2.1 警铃响，“失磁动作”保护光字发；2.2 无功表指示反向（负值），发电机机端电压、厂用母线电压降低；临机无功增大；2.3 有功表指示降低且摆动；2.4 定子电流表指示升高并摆动；2.5 功率因数表指示进相；2.6 机组转速升高；2.7 励磁回路短路，励磁电流下降或为零；若励磁回路开路，主励磁机励磁电压表指示值升高；2.8 失磁保护动作，发电机主开关、灭磁开关跳闸，厂用快切装置启动；汽机OPC保护动作，机组甩负荷；2.9 有可能引起系统振荡。3. 处理要点：3.1 判断失磁原因:3.2 如AVR装置调节器故障引起，查AVR已切至另一通道或“手动”调节方式，否则手动执行；3.3 如AVR测量回路故障，引起误调节，立即切至手动方式调节；3.4 如励磁回路开路，投工频励磁；3.5 如励磁回路短路，故障点未自动切除，立即停机，如故障点因保险熔断或灭磁开关跳闸而切除，立即投工频励磁；3.6 机组快速减有功，临机尽快提高无功出力；3.7 失磁过程中，不允许并列倒厂用；避免带负荷合、分灭磁开关；3.8 故障无法消除，或失磁保护拒动，应紧急停机，汽机打闸后解列发电机，以防止机组超速；检查炉MFT动作。 4. 处理：4.1 判断失磁原因并做相应处理：4.1.1 如AVR装置调节器故障引起，查AVR已切至另一通道或“手动”调节方式，否则手动执行；4.1.2 如AVR测量回路故障，引起误调节，立即切至手动方式调节；4.1.3 如励磁回路开路，投工频励磁；4.1.4 如励磁回路短路，故障点未自动切除，立即停机，如故障点因保险熔断或灭磁开关跳闸而切除，立即投工频励磁；4.2 机组快速减有功，控制机组转速在3090rpm以下；临机尽快提高无功出力，并汇报调度提高系统电压；4.3 若失磁引起系统振荡，经处理无效时，应立即将失磁发电机解列；4.4 如发电机励磁恢复，调整发电机机端电压正常；根据故障现象，检查发电机励磁回路；低励限制功能是否正常；励磁系统各开关、刀闸是否运行正常；AVR装置、旋转整流盘保险是否熔断，并根据熔断回路数接带有、无功负荷；4.5 发电机失磁过程中，不允许并列倒厂用；避免带负荷合、分灭磁开关；4.6 故障无法消除，或失磁保护拒动，应紧急停机，汽机打闸，发电机解列，以防止机组超速；检查炉MFT动作；4.7 如发电机失磁保护动作，应检查6KV厂用快切装置动作正常；汽机OPC保护动作，机组转速控制在3090rpm以下，锅炉调整燃烧，控制主、再热蒸汽参数，维持机组定速运行；如机组超速保护动作，按机组跳闸处理。第三节发电机振荡或失去同步1. 现象：1.1 有功、无功大幅度摆动；1.2 定子电流剧烈摆动，并超过正常值；1.3 发电机频率、定子电压摆动，电压显示偏低；1.4 主励励磁电流、电压在正常值附近摆动；1.5 强励可能动作；1.6 发电机失磁引起，发电机转速上升，发电机进入异步运行工况；1.7 系统振荡引起，发电机各表计摆动与系统方向相同，摆动幅值低于系统摆动幅值；振荡由发电机引起，发电机各表计摆动与系统方向相反，摆动幅值高于系统摆动幅值；1.8 调速系统故障引起，调门、转速、负荷摆动较大；1.9 一次调频频繁动作；1.10 主汽压力、流量在较大范围内波动；1.11 发电机发出轰鸣声，其节奏与表计摆动合拍；1.12 可能引起发电机失步、低频、过激磁、过流、失磁等保护动作。2. 原因：发电机振荡的根本原因在于发电机功角超过90度，而引起功角变化的原因在于有功负荷增加或无功负荷的减小。具体原因如下：2.1 系统线路跳闸、大容量机组跳闸造成系统大量有功缺额；2.2 发电机一次回路发生短路故障；2.3 汽轮机调速系统故障，造成有功突增；2.4 系统无功过剩，导致发电机自动减励磁，造成发电机欠励、失磁；2.5 发电机励磁系统故障，误调节，限制器未能可靠动作；2.6 系统振荡诱发发电机振荡；2.7 非同期并列。3. 处理要点：3.1 立即增加无功；3.2 振荡过程中间，不许采用并列方法切换厂用；3.3 根据表计指示和摆动方向，判断振荡原因是由系统还是本机引起，并采取不同的处理方法；3.4 发电机振荡并造成失步时，立即降低有功负荷，无效时解列发电机，防止超速和发电机过电压。4. 处理：4.1 首先应增加各机组无功，判断是系统振荡引起的还是本机组振荡引起的；如振荡逐渐趋向稳定，调整有、无功负荷，使功角恢复至稳定范围，如振幅越来越大，根据系统频率，增加相邻机组负荷，降低振荡机组负荷，增加负荷的幅度应不得使相邻机组过负荷；4.2 对于励磁“手动”方式运行的发电机，应尽可能增加发电机无功，在频率允许及炉燃烧工况稳定时可停磨来降低发电机有功负荷，以创造恢复同期的有利条件；4.3 系统振荡时，退出机组协调控制系统及DEH一次调频；根据频率增减有功负荷，并密切注意机组重要辅机的运行情况，并设法调整有关运行参数在允许范围内；4.4 若在振荡过程中已引起强励动作，10秒时间以内不准人为的调节励磁电流、电压；若强励动作0秒钟后不能自动排强时，应及时切手动，并注意调节发电机有、无功功率，使发电机定子三相电流不超过允许值；4.5 振荡引发失步，失步保护拒动时，应立即解列发电机，并注意6KV厂用电应自投成功，若自投不成功，按厂用电事故处理原则进行处理；4.6 若是由于系统振荡引起，应视现场具体情况根据调度命令按全网统一的处理步骤进行处理；4.7 系统振荡时失步、失磁等发变组保护动作跳闸，按机组跳闸处理；4.8 若由于发电机失磁或欠励造成系统振荡，如强励保护动作，在自动排强前不得人为干预，如10秒钟未自动排强，立即切手动，如自动励磁调节器故障导致失磁，立即投入工频励磁，如失磁保护拒动时，应立即解列发电机，并注意6KV厂用电应自投成功，若自投不成功，按厂用电事故处理原则进行处理；4.9 如调速系统失灵，立即将DEH切手动进行负荷调节，仍无法维持有功负荷稳定，立即打闸停机；4.10 发变组外部发生短路故障，发电机电流至最大值，定子电压剧烈降低，后备保护拒动时，应立即解列发电机；4.11 发电机发生非同期并列，按非同期并列事故进行处理；4.12 紧急解列时，应注意有、无功负荷到零，防止机组超速或过电压；4.13 发电机解列后，应查明原因，消除故障后方可将发电机重新并网。第四节发电机非同期并列1. 现象：1.1 同步表指针指示在同步点位置，电压差表、频率差表指示在“0”位，并均有轻微摆动；1.2 发电机各表计指针剧烈摆动，尤其定子三相电流摆动最为剧烈；1.3 系统功率供需关系失衡，导致系统电压、频率波动，甚至导致振荡、失步；1.4 发电机失步、过流等保护可能动作，相应保护动作光字牌亮，警铃响；主开关有可能跳闸；1.5 发电机发出沉闷、刺耳的吼声；1.6 汽轮发电机组振动增加；1.7 故障录波器动作，相应光字牌亮。2. 原因：2.1 同期装置故障，非同期闭锁继电器TJJ误整定或损坏、失灵，电压相位补偿错误；2.2 发电机或系统电压互感器断线、故障或误差过大；2.3 主开关故障或开关固有合闸时间过长；2.4 系统或发电机在并列瞬间突然故障（如系统短路、线路跳闸、瓦解；励磁开关跳闸、汽机跳闸等）导致非同期并列；2.5 汽机调速系统、发电机励磁系统故障，发生转速、励磁误调节；2.6 手动准同期并列时，提前合闸角度掌握不好，远离同步点合闸；2.7 自动准同期并列时，在同步点后启动同期装置。3. 处理要点：3.1 防止由于发电机非同期并列，造成系统振荡、瓦解，减少对系统的影响；3.2 处理过程中，应根据当时的事故情况决定处理的方向，如影响较小，机组已拉入同步，经检查无异常，可监视运行，并消除非同期并列原因；3.3 如引发发电机振荡、系统振荡、发电机冲击较严重、伴随有其它故障，应立即解列发电机；3.4 发电机承受巨大的扭转电动力冲击，可能致使定子绕组端部、转子因机械力损坏，绝缘破坏，解列后应对发电机绝缘进行检查；3.5 发电机主开关灭弧能力受到考验，灭弧困难，导电部件过热，应对其进行检查、测试。4. 处理：4.1 如发电机主开关未跳闸，发电机已拉入同步，且并列时冲击较小，对发电机未产生明显破坏，应立即对发电机全面检查，分析原因，并予以消除，无异常时可监视运行；4.2 如发电机已振荡、失步或对发电机冲击较严重，应立即断开发电机主开关及励磁开关，对发电机进行全面检查测试；4.3 如引起系统振荡，应作相应处理，例如增加其余机组无功，根据频率情况调整有功；4.4 对主机轴系、主开关、发电机、主变各部进行检查，是否有损坏现象；4.5 机组或相关设备损坏较严重，必要时联系化验定子冷却水中的含氢量及氢气湿度，发现异常，应做好安全措施，通知检修检查定子绕组端部有无变形及损坏； 4.6 非同期并列原因查清并已经消除后，可零起升压检查发电机所属系统是否存在故障、损坏情况，无误后可根据情况决定并列的方法并并网运行。第五节发电机非全相运行1. 现象：1.1 警铃响，“断路器非全相运行”、“母线侧断路器三相不一致保护动作”或“中间断路器三相不一致保护动作”等光字发，CRT开关状态显示异常；1.2 发电机未跳闸前：1.3 3/2接线成串运行时，单台开关非全相运行，发电机各表计指示正常，发电机负序电流为零，非全相开关有不平衡电流穿越；1.4 发电机单开关运行，发生非全相：1.5 主变中性点刀闸未合，一相未断开，发电机定子三相电流、负序电流均为零；1.6 主变中性点刀闸在合闸状态下，一相未断开，两相电流表有指示，另一相电流近零, 按照A、B、C的顺序，未断开相中后面一相近零，其余两相基本一致；1.7 两相未断开时，三相电流均有指示，对于YN11接线的主变压器，按照A、B、C的顺序，未断开相中后面一相较大，其余两相基本一致，如主变中刀闸在合位，电流略大；1.8 任意情况下，当发电机与系统没有有、无功功率交换，发电机定子三相电流、负序电流均为零；功率交换越大，负序电流越大，对发电机损坏越严重；1.9 负序电流表较大时，不对称过负荷可能报警；转子折算温度上升很多，机组将产生频率为100HZ的倍频振动和噪音；1.10 失灵保护动作时：1.11 发电机经系统开关越级解列，相应保护动作光字发，汽机OPC保护动作，发电机各表计指示为零；1.12 发电机母线侧开关发生非全相，失灵保护动作，母线侧相邻的所有开关跳闸，330KV、母解列；发电机中间主开关发生非全相，失灵启动远方跳闸，跳开线路对侧开关；1.13 非全相运行产生的负序和零序电流可能引起某些继电保护误动作。2. 原因：2.1 主开关机构卡涩或传动装置断裂；2.2 主开关一相或两相操作气压降低或消失，闭锁失灵；2.3 主开关一相或两相主、辅跳闸线圈均烧损；2.4 主开关一相或两相合闸线圈烧损；2.5 重合闸动作后重合失败；2.6 一次回路引线断裂；2.7 隔离开关有一相或两相未合好，或者是机械脱扣。3. 处理要点：3.1 失灵动作，立即隔离故障点，恢复系统正常运行方式；3.2 失灵保护未动作，保持机、炉运行，发电机励磁正常，控制发电机定子三相电流近零，限制负序电流不超过额定电流的8%；可采用手打故障开关或扩大隔离，不允许采取等电位方式拉刀闸；3.3 合、断主开关过程中，发生非全相，应立即断、合该开关，合闸时必须采用同期方式；在断、合失败的情况下，可将另一开关同期合闸；3.4 密切监视有、无功负荷为零，一旦出现失磁、逆功率，立即手动扩大隔离；3.5 密切监视发电机各部温度，折算转子温度不超限；3.6 事故情况下出现非全相，立即手动扩大隔离；3.7 中间主开关非全相，线路对侧开关断开后，立即断开发电机灭磁开关，防止过电压；3.8 如发电机未发生失磁、逆功率，监视厂用；一旦出现失磁或逆功率，厂用系统有缺相运行征兆，立即断开厂用工作开关，查备用电源自投成功，维持机、炉运行；3.9 发电机与系统隔离后，分析故障原因，估算、测试机组的损坏情况；影响较轻微时，恢复原运行方式；损坏较重时，停运检查、测试，必要时抽转子检查；3.10 机组振动等各参数超限时，应立即打闸，发电机手动扩大隔离。4. 处理：4.1 如发变组故障，保护动作，开关跳闸时发生非全相，“非全相保护”、“三相不一致保护”、“不对称过负荷”保护已动作跳闸时，应确认6KV厂用快切装置动作正常，否则立即手动切换，保证厂用电正常，机、炉按事故停机处理；如上述保护拒动或动作后未能解除发电机非全相运行状态，则发变组失灵保护动作，将非全相发电机从系统中隔离出来，采用失电法手动切换厂用，监视发电机端电压及机组转速，防止超限；机炉按事故停机处理；如发变组失灵保护拒动，手动按失灵保护动作结果进行扩大隔离；4.2 如保护未动作于机组跳闸，保持机、炉稳定运行，发电机励磁正常，应尽可能降低发电机有功负荷，调整励磁电流，限制负序电流不超过额定电流的8%；可采用手打故障开关或扩大隔离，不允许采取等电位方式拉刀闸；非全相开关隔离后，立即恢复系统正常运行方式，隔离故障开关，通知检修处理；分析查找原因，如故障对发电机影响较轻微时，请示有关领导同意后重新开机，零起升压检查无误后并网带负荷，监视发电机各部温度、温升、振动、各表计指示情况是否正常；4.3 如影响较严重时，应立即停机检查、测试，必要时抽转子检查；4.4 发电机并列时，断路器发生非全相合闸，应立即停止操作，将合上的主开关手动拉开，若拉不开，应进行下列处理：4.4.1 维持汽轮机转速保持发电机与电网同步;4.4.2 降低有功及无功功率，使发电机定子三相电流为零；4.4.3 采取下列措施，将故障开关切断或使其与电网断开：4.4.3.1 如发电机出口母线侧开关非全相且断不开，应立即断开与母线相连的所有开关。4.4.3.2 如发电机出口中间开关非全相且断不开，应立即断开本串另一侧开关，同时联系调度由线路对侧断开线路对侧开关。4.5 发电机正常解列时，发生开关非全相运行，应立即停止操作，并进行下列处理：4.5.1 维持汽轮机转速，保持发电机与电网同步；4.5.2 增加励磁电流，使发电机定子三相电流为零；4.5.3 将发电机主开关再拉一次；4.5.4 如仍拉不开，应采用同期方法用另一开关使发电机并网，否则应采取下列措施：4.5.4.1 如发电机出口母线侧开关非全相，应立即断开与母线相连的所有开关；4.5.4.2 如发电机出口中间开关非全相，应立即断开本串另一侧开关，同时联系调度由线路对侧断开线路对侧开关；4.6 如发电机非全相运行时，磁场开关已跳闸，则按下列原则进行处理：4.6.1 如此时汽机主汽门未关闭，发电机进入异步发电机不对称运行状态，应立即合上磁场开关增加励磁，使发电机拉入同步；调整励磁电流至空载值，使定子三相电流接近于零；若磁场开关合不上或发电机不能拉入同步，应采取下列措施：4.6.2 如发电机出口母线侧开关非全相，应立即断开与母线相连的所有开关；4.6.3 如发电机出口中间开关非全相，应立即断开本串另一侧开关，同时联系调度由线路对侧断开线路对侧开关；4.7 如此时汽机主汽门已关闭，发电机进入异步电动机不对称运行状态，应采取下列措施：4.7.1 如发电机出口母线侧开关非全相，应立即断开与母线相连的所有开关；4.7.2 如发电机出口中间开关非全相，应立即断开本串对侧开关，同时联系调度由线路对侧断开线路对侧开关；4.7.3 非全相事故发生后，应尽量减少对系统的冲击及影响，失灵动作后，要尽快隔离非全相开关，恢复系统原来运行方式，减少故障的波及范围；4.8 如开关自身由于灭弧介质泄漏、执行机构故障等原因造成拒动或有可能慢分时，切记不可就地强行打跳，以防开关爆炸；4.9 非全相处理过程中，为防止厂变、备高变过载应避免并列倒厂用，如厂用由工作电源接带，辅机已出现明显的缺相运行征兆，应采取先拉后合的办法进行倒换（BZT、快切），但此种处理办法可能造成机炉运行故障，使发电机逆功率运行；4.10 非全相运行时，出现逆功率、失磁时应立即手动扩大隔离；4.11 机组振动及其它参数超限时，应立即打闸，发电机手动扩大隔离；4.12 联系检修处理，汇报、记录负序电流值大小及作用的时间，折算转子最高温度；如损坏较重时，必须对转子进行检查、测试；4.13 对于3/2接线机组，如开关成串，任意开关非全相运行，均不会有负序电流产生，处理可以根据情况进行，也可以用另一个开关重新并网，打跳非全相开关，但应防止非同期。 第六节发电机出口PT保险熔断1. 现象：1.1 警铃响,“TV断线”、“PT熔丝熔断”、“保护元件故障”光字牌发；1.2 励磁调节器及“定子接地”、“阻抗”、“失磁”、“逆功率”、“失步”、“低频”、“匝间短路”等保护断线闭锁信号发出，励磁调节器有可能切“手动”；1.3 如保护用PT保险熔断，发电机各表计应指示真实准确；1.4 如测量用PT保险熔断，发电机有、无功功率表指示降低，有、无功电度表转慢或停转；发电机定子电压表指示下降或到零，三相定子电流表指示正常；1.5 励磁系统的各表计指示正常；1.6 发电机断线PT二次侧实测电压小于57V；1.7 强励信号可能发。2. 原因：2.1 PT内部及引、出线开路或短路；2.2 PT保险接触不良或制造质量不良、PT过载导致保险熔断。3. 处理要点：3.1 保护用PT断线，检查PT断线信号发，根据断线“PT”，申请退出“定子接地”、“阻抗”、“失磁”、“逆功率”、“失步”、“低频”、“匝间”等保护；3.2 励磁用PT断线，查AVR电压、无功测量自动切换至另一PT且指示正常，否则AVR切手动或切换至工频备用励磁；3.3 测量用PT断线：3.3.1 尽量稳定机组运行工况，尽量避免不必要的功率调节；汇报调度，估算电量；3.3.2 切除DEH“功率反馈”回路，并根据蒸汽流量，监视段压力等参数分析，防止机组过负荷；3.3.3 根据发电机励磁系统的表计及三相定子电流表监视发电机运行工况，维持发电机正常运行；3.4 处理期间应加强对发电机主励励磁电流、电压的监视，防止超限；3.5 发电机PT一次侧保险熔断引起，申请安排停机处理；零转速的情况下进行更换熔断PT一次保险；若是因二次保险熔断引起，查明确无短路故障，迅速更换保险，注意人身安全；若更换后继续熔断，应由检修人员抓紧时间处理；3.6 投入保护前测量压板两端电压；3.7 机组并网过程中，测量用PT断线，断开励磁开关，待处理正常后，再进行并网操作。4. 处理：4.1 根据保护、光字动作情况，表计指示情况，分析确定哪一组PT断线；4.2 如保护用PT断线，检查PT断线信号发，根据断线“PT”，申请退出“定子接地”、“阻抗”、“失磁”、“逆功率”、“失步”、“低频”、“匝间”等保护；4.3 如励磁用PT断线，查AVR电压、无功测量自动切换至另一PT且指示正常，否则AVR切手动或切换至工频备用励磁；4.4 测量用PT断线：4.4.1 尽量稳定机组运行工况，尽量避免不必要的功率调节；汇报调度，估算电量；4.4.2 退出机组协调控制，切除DEH“功率反馈”回路，监视蒸汽流量，监视段压力等参数，防止机组过负荷；4.4.3 根据发电机励磁系统的表计及三相定子电流表监视发电机运行工况，维持发电机正常运行；4.4.4 处理期间应加强对主励励磁电流、电压的监视，防止机端电压超限；4.5 测量发电机PT二次电压，确定一次或二次侧开路，检查PT一、二次侧绕组、负载无明显过热、冒烟、短路等现象，确认二次绕组无高压侵入：4.5.1 如PT一次侧保险熔断，申请停机处理；零转速的情况下更换熔断PT一次保险，更换前应测量PT一、二次侧绕组及负载绝缘良好；4.5.2 如二次保险熔断，应测量PT二次侧绕组及负载绝缘良好，查明确无短路故障，迅速更换保险，注意人身安全；若更换后继续熔断，通知检修人员尽快处理；4.5.3 如PT断线非保险熔断所致，确保安全情况下，通知检修带电处理，无法处理时，申请停机处理；4.6 PT恢复正常后，恢复机组正常运行方式；汇报调度，估算故障期间发电量；4.7 机组并网过程中，测量用PT断线，断开励磁开关，待处理正常后，再进行并网操作；4.8 测量用PT断线期间，厂用电源由备用电源倒为工作电源的操作，因TJJ闭锁将无法实现。第七节电流互感器开路1. 现象：1.1 开路CT其开路点处有火花并伴随有放电声；1.2 测量用CT开路，电流指示到零；功率表用CT开路，指示降低或到零，电度表用CT开路，电度表停转或转慢；1.3 励磁用CT开路，发电机自动增磁，励磁电流增加，电压升高；1.4 差动保护用CT开路，差动保护在外部故障时，可能误动，过流型保护用CT开路，开路相保护拒动，功率型、阻抗型保护可能误动；1.5 具有CT断线闭锁的保护或自动装置发出相应报警信号。2. 原因：2.1 长期运行、振动、磨损、老化导致开路；2.2 CT二次回路检修，安全措施不完善，导致开路。3. 处理要点：3.1 做好安全措施，防止开路CT二次侧及所带设备产生的高压伤人；3.2 具有双重保护的保护用CT开路，退出其保护，根据情况处理，有误动可能时，应立即退出该保护；3.3 测量用CT开路，做好运行监视及电量估算工作；3.4 励磁、同期、协调装置等用CT开路，应立即退出自动装置，手动操作。4. 处理：4.1 当确认某一CT开路时，应立即将其一、二次回路中所有设备周围装设隔离带，专人把守，严禁任何人接近，隔离距离不小于4米；4.2 保护用CT开路，请示公司生产副总同意，退出相关保护；4.3 励磁用CT开路，应立即切手动运行；4.4 自动装置、协调用CT开路，立即退出；4.5 测量用CT开路，应根据时间、开路前功率估算电量；4.6 辅助设备用CT开路，应倒换运行方式，停运处理；4.7 主设备CT开路，无处理办法时，应尽快停机处理；4.8 危及设备、人身安全时，立即停运处理；4.9 处理过程中，应遵循安规中高压设备巡视、检查、工作的相关规定；4.10 保护压板的投退，控制回路的操作，均要注意高压部分的位置与工作人员的安全距离。第八节机组甩负荷1. 现象：1.1 机组负荷突然下降或到零，主蒸汽流量急