电厂典型事故处理预案最终版综合版要点.docx

1、电厂典型事故处理预案最终版综合版要点电气运行事故处理预案2013.5.31 典型事故处理预案题目发电机1YH一次侧A（B）相保险熔断现象首发现象1 发电机静子电压表指示降低；2 发电机周波表指示失常（不正确）；3 机组热负荷与电负荷不匹配；4 无功负荷随AVR输出摆动而变化；5 发电机无功表指示逐渐升高。后续现象1 “1YH、2YH断线”信号发；2 强励信号可能发。检查现象1 AVR盘面发电机电压百分表降为90V；2 AVR-综放表指示负方向增大，输出电流增大且频繁摆动；3 AVR-综放表计偏至正方向，输出很小；4 继电保护班人员在发电机1YHA相二次侧实测电压小于57V。原因1 YH内部故障

2、或一次保险接触不良；2 系统出现单相接地、单相间歇性电弧接地故障；3 发生铁磁谐振现象。处理1 将厂用切至启备用变带；2 请示值长，将发电机过激磁保护退出；3 空载试验手动柜升、降电压正常, 将其减低限位；4 合上Q6开关并缓慢增加手动回路励磁；5 保持发电机无功负荷稳定，手动缓慢减少自动励磁至减磁低限位灯亮；6 拉开Q4开关，检查无功稳定，手动柜与AVR-并列运行；7 取下1YHA相二次侧保险器RD13、RD16（B相RD14、RD17），撤运1YHA相（#2发电机拉开相应编号的小开关）；8 测1YHA相绝缘正常更换保险加运A相；9 电气检修测量发电机1YHA相二次电压已经正常57V；10

3、给上1YHA相二次侧保险RD13、RD16（B相RD14、RD17）；11 检查发电机各表计指示正常；12 合上Q4开关，检查AVR-盘面发电机电压百分表指示正常；13 保持发电机无功负荷稳定，增加自动励磁，减手动柜输出至“手动减磁极限”灯亮，拉开Q6开关，检查发电机各参数正常；14 投入发电机过激磁保护压板；15 厂用由启备变切换至厂高变带；16 若更换后再次熔断，申请停机处理。注意事项1 当发现机组热负荷与电负荷不匹配时，要根据蒸汽流量，监视段压力等参数分析，不能盲目加大燃料量，防止机组超负荷、超压；2 平时抄表应加强对AVR-、出力变化的分析判断，当发生两套出力差异太大时，应及时联系继电

4、保护班检查；3 在处理期间应加强对发电机静子电流、转子电压、电流的监视，防止参数超限；4 取下YH一次保险前，必须确证对应的二次保险已经取下，并采用接地放电。典型事故处理预案题目发电机2YH一次侧保险熔断现象首要现象1 立盘“2YH断线”信号发；2 发电机保护A柜、B柜“装置故障”信号发；3 发电机定子接地信号可能来；4 发电机各表计指示正常；检查现象1 发电机2YH二次侧实测电压小于57V；3 强励信号可能发。原因1 YH内部故障2 YH保险接触不良3 系统出现单相接地、单相间歇性电弧接地故障4 发生铁磁谐振现象处理1 汇报值长；2 打开发电机保护A柜逆功率5XB压板；保护B柜失磁6XB、7

5、XB、8XB、8XH压板，阻抗4XB压板，过激磁7XH压板，后备逆功率2XB压板，定子接地保护5XH压板，保护D柜转子一点接地4XH、5XH、6XH压板；3 取下2YH对应侧二次保险器（A/B/C：RD22/23/24），撤运2YH对应侧；4 测撤运2YH绝缘正常，更换保险加运；5 继电班测量发电机2YH对应侧二次电压正常；6 测量发电机保护A柜逆功率5XB压板，保护B柜失磁6XB、7XB、8XB、8XH压板，阻抗4XB压板，过激磁7XH压板，后备逆功率2XB压板，定子接地保护5XH压板，保护D柜转子一点接地4XH、5XH、6XH压板电压正常，投入各保护；7 若更换后再次熔断，申请停机处理。注

6、意事项1 保护压板投入前联系继电保护班测量电压，确证保护未动作，方可投入相应的保护；2 取下YH一次保险前，必须确证对应的二次保险已经取下，并采用接地放电，防止静电或二次返电。处理时间： 年 月 日典型事故处理预案题目发电机3YH一次侧保险熔断现象首要现象1 发电机转子电压、电流，定子电压、无功负荷随AVR-输出摆动而变化；2 发电机定子电压表、无功表指示逐渐升高；后续现象1 立盘“3YH断线”信号发；2 强励信号可能发。检查现象1 AVR-盘面发电机电压百分表降为90V；2 AVR-综放表指示负方向增大，输出电流增大且频繁摆动；3 AVR-综放表计偏至正方向，输出很小；4 发电机3YH二次侧

7、实测电压小于57V。原因1 YH内部故障或保险接触不良；2 系统出现单相接地、单相间歇性电弧接地故障；3 发生铁磁谐振现象。处理1 汇报值长，按照其命令打开发电机保护A柜匝间短路保护压板5XB；2 打开发电机保护B柜过激磁保护7XH；3 将厂用切至启备变带；4 空载试验手动柜升降电压正常, 将其减到低限位；5 合上Q6开关，保持发电机无功负荷稳定，增加手动励磁，手动减少自动励磁至“自动减磁极限”灯亮；6 拉开Q5开关，检查无功稳定，手动柜与AVR-并列运行；7 取下3YH二次侧保险器（A/B/C：RD19/20/21）；8 撤运3YH，取下一次保险；9 测3YH绝缘正常，更换保险加运；10 继

8、电保护班测量发电机3YH二次侧电压正常57V；11 给上3YH二次侧保险（A/B/C：RD19/20/21）；12 检查发电机各参数指示正常；13 合上Q5开关，检查AVR-盘面发电机电压百分表指示正常；14 保持发电机无功负荷稳定，增加自动励磁，减少手动励磁至“手动减磁极限位”时，拉开Q6开关，检查发电机无功正常；15 给上发电机保护A柜匝间短路保护压板5XB；16 给上发电机保护B柜过激磁保护7XH压板；17 厂用由启备变切换至厂高变带；18 若更换后再次熔断，申请停机处理。注意事项1 3YH一次侧单相保险熔断后，在保险未完全熔断，断线信号未发之前现象不好判断，平时抄表应加强对AVR-、出

9、力变化的分析判断，当发生两套出力差异太大时，应及时联系电试班检查；2 处理期间应加强对发电机各参数的监视，防止超限；3 投入匝间短路保护前要对压板验电，确证保护未动作，方可投入；4 取下YH一次保险时，必须确证对应的二次保险已经取下，并采用接地放电。处理时间： 年 月 日 典型事故处理预案题目UPS电源失去（厂用电系统切换正常）现象首要现象1 光字：“M1、M2控制电源消失”；2 操作员站CRT及DEH站全部失电黑屏；3 机炉辅助控制屏失电；4 893 CRT、火焰电视、电接点水位计、水位电视等显示黑屏；5 发电机无功负荷表计指示异常；6 立盘数显周波、负荷黑屏；7 小机505盘全部黑屏，汽轮

10、机所有转速信号均为失电状态；8 ETS柜电源失去，M/A站指示正常。后续现象1 发变组“套逆功率”信号；2 发变组解列，厂用电切换正常；3 “UPS异常”、“UPS事故”信号；4 其余信号同一般跳机现象。检查现象1 汽机：主机声音正常，依靠经验合主油泵出口压力表指示判断转速下降，主机润滑油压表指示正常，检查主汽阀，调阀、中联门均已关闭，主机高压启动油泵、交流事故油泵是由于机组跳闸后，主油泵出口压力低于1.8Mpa联锁启动；直流事故油泵由盘前人员在卧盘启动正常（或低油压联启）；顶轴油泵由于只靠转速信号联锁启停，故顶轴油泵不能联启，只能靠运行人员在配电室就地启动；发电机密封油系统运行正常。2 锅炉

11、：检查磨煤机、给煤机均已跳闸，隔绝炉前油系统，检查空予器、火检风机、引、送风机运行正常，一次风机跳闸。3 电气：发变组解列、厂用切换正常，UPS显示黑屏，输出为电压零，旁路稳压柜输出为零。原因1 UPS配电柜母线短路。2 事故关断（EPO）动作。处理锅炉1 就地检查所有磨煤机均已跳闸，隔绝炉前油系统；2 就地检查过再热汽减温水电动总门关闭；3 M/A站、就地检查汽包水位不应升高，必要时开事故放水降水位；4 就地检查火检风机、空预器、引、送风机运行正常，一次风机跳闸。汽机1 因主机交流油泵状态无法判断，立即在卧盘直接启动直流事故油泵；2 在就地检查高压启动油泵、交流事故油泵运行情况，否则应在电气

12、配电室就地直接强启（或直接在电气配电室强启），检查润滑油压正常。并应及时检查密封油系统运行正常。3 因机组转速无法判断，应在机头打闸一次，同时就地检查各主汽门、调阀、中联门关闭，检查汽机实际转速下降（未飞升）。高排逆止门、各抽汽逆止门、电动门关闭；4 在闸门盘上切换中辅汽源，冬季暖风器用汽量较大，轴封汽源切换至中辅后供气不足，此时立即关小暖风器供气门，同时提高中辅供气压力，如果是作为#1机，必须在闸门盘上手动打开AS105门。5 在UPS电源未恢复前，由于转速信号不来，顶轴油泵不会联启，就地及时在保安段启动主机顶轴油泵。检查顶轴油压力正常。处理汽机6 注意检查除氧器、凝汽器水位，由于除氧器、凝

13、汽器水位调阀属于3断（断电、气及控制信号）自锁（保持）阀门，UPS电源失去后，M/A站上操作不动，（除氧器水位高后，至凝汽器溢流阀CS61失电不会动作，事故放水阀CS62电动门联锁正常开启）， UPS电源恢复后，除氧器水位主、副调阀状态视除氧器水位，凝汽器最小流量再循环阀开度75%左右，自动均正常电气1 在逆功率保护动作跳闸后，检查发变组解列，厂用系统切换正常，若厂用电未切换，应立即手动切换一次。检查保安段电源正常。2 就地检查UPS，确证UPS负荷电源失去，CB1跳闸后由于LCD也黑屏，表面上不好判断其分合状态，可手动分、合一次，用钥匙直接启动UPS一次；3 如果启动不成功，可在复位后再次启

14、动一次，若主路电源有问题，检查旁路稳压柜电源正常，合上1C、2C，切方式选择至旁路，启动UPS。恢复UPS供电。4 检查直流充电器运行应正常，对电气系统全面检查一次，恢复到并列前状态。注意事项1 对于2、机组UPS电源失去后，由于循环泵出口门在控制电源失去后会关闭，造成循环水中断，机组跳闸后大量疏水进入凝汽器，有可能造成低压缸安全膜破，同时主机油温会迅速上升，威胁机组安全，此时应紧急破坏真空，开启PCV泄压，就地关电动疏水门，尽快恢复UPS供电。2 由于#1、2机组UPS复位按钮经常出现按下后弹不出的缺陷，造成不能复位现象，使UPS无法启动，此时可用手弹等方法尽快复位。处理时间： 年 月 日

15、典型事故处理预案题目#1机6KVIA段母线失压，备用分支进线开关未联动现象首要现象1 立盘热工DCS电源故障信号；2 各操作员站报警窗口大量参数变坏报警；3 6KV段A工作电源事故跳闸报警。后续现象1 送风机A跳闸，一次风机A、引风机A相继跳闸，炉膛压力先负后正，大幅波动；1 电泵联启，汽包水位迅速降低；2 检查现象1 保安A段母线电压表指示为零；2 柴油发电机未运行，“故障”灯亮；3 UPS自动切换为蓄电池；4 #1工业电视冷却水泵跳闸（#1机）；5 主机排烟风机A跳闸；6 小机A油箱排烟风机跳闸；7 排氢风机A跳闸。原因1 保安A段电源开关跳闸，柴油发电机未正常联启；2 保安A段母线故障；

16、3 保安A段支路负荷故障越级。处理热机1 若炉MFT动作，按炉MFT动作处理；2 若炉MFT未动作，迅速加大B侧风机出力，维持炉膛压力、风量正常，复归未跳磨煤机快停；3 投油稳燃；4 检查火检风机B联启正常，空予器A辅电机联启正常；5 关闭过、再热汽减温水总门；6 机侧快速关闭调门至50%及以下；7 开启中辅母管至中辅供汽门；8 开启中辅至轴封供汽总门，调整汽封正常；9 倒一台小机汽源为中辅带；10 保安段电源短时不能恢复时，燃烧稳定情况下，切换磨煤机运行方式；11 针对#1机尽快倒机闸门盘电源至N段，开启循环泵出口门，若循环泵已跳闸或低真空保护动作，按紧急故障停机处理；12 保安A段母线恢复

17、正常供电方式后，检查恢复以下设备方式：1 恢复电泵备用；2 恢复空预器A导向、推力油站电源箱电源，启动推力、导向油站油泵，检查油温正常；3 检查空预器A主电机电源正常，启主电机，检查辅电机联停；4 恢复空预器间隙调整装置操作柜电源，检查间隙调整装置正常；5 恢复引、送、一次风机油站控制箱电源，启动引、送、一次风机油站油泵，检查油压正常，油泵方式对应；6 检查送风机A动叶挡板指令，开度与实际应对应。7 恢复A、B、C磨油站电控箱电源，启动A、B、C磨油泵运行，检查油压正常；8 检查给煤机就地控制柜，动力柜电源恢复正常。9 检查引风机A、B，#1冷却风机供电正常，投入备用；恢复#1火检冷却风机（#

18、4炉为#2火检冷却风机）电源，投备用。10 启动引、送、一次风机A，启动磨煤机恢复机组运行。 若保安A段电源短时无法恢复时，在燃烧稳定时，应逐步切换磨煤机至D、E、F磨运行。电气1 检查保安A段失压原因，电源开关误跳时，断开保安A段母线低电压连锁开关，合上保安A段电源开关；2 若保安A段电源开关故障，检查保安A段母线无异常时，撤运保安A段电源开关，手动启动柴油发电机恢复保安A段供电；3 若有明显故障点或测母线绝缘不合格，断开保安A段母线低电压连锁开关，作好安全措施，联系检修处理正常后，合上保安A段电源开关；4 保安A段母线电压恢复正常后，检查直流系统，UPS系统方式正常，合上热工E段至DCS电

19、源接触器；5 联系检修检查柴油发电机未联启原因。注意事项1 保安段失压时，由于没有电压表，难于判断，应根据首先出现的现象联系到，保安A段母线失压时首先能注意到的肯定是热工DCS电源消失光字报警；2 在保安A段电源未恢复正常方式前，不能启A侧风机，防止保安段电源由柴油机恢复至炉段时，再次造成单侧风机跳闸，造成不必要的扰动；3 故障点未查明前不能将柴油机“复位”，防止柴油发电机再次启动；4 注意监视直流母电压，保安段电压不能及时恢复时，投备用充电器运行。处理时间： 年 月 日 典型事故处理预案题目机A段母线失压现象首要现象1 “机A工作变2ZKK事故跳闸”、“机A工作变1DL事故跳闸”信号发；2

20、“机A工作变高压侧接地”，“机A工作变速断”，“机A工作变过流”信号可能来；3 “380V机A段低电压”；4 机A段母线电压为零；5 机A变高、低压侧开关红灯灭绿灯闪；6 “主变通风电源故障”信号发。后续现象2 EH油压波动，#1EH油泵跳闸，#2EH油泵联启；3 小机A#1油泵运行时跳闸，#2油泵联启，小机A速关油压低跳闸；4 小机B#1油泵运行时跳闸，#2油泵联启，小机B速关油压低跳闸；5 电泵联启，汽包水位迅速降低；6 冷却水升压泵A运行时跳闸，B联启；7 真空泵A运行状态在，电流为零或变坏点，真空泵B联启，凝汽器真空下降；8 定冷泵A跳闸，B联启；9 轴封风机A跳闸；10 空、氢侧密封

21、油泵A跳闸，B联启；11 主机高压启动油泵电流变坏点，凝输泵状态变黄，电流变坏点；检查现象1 厂高变冷却风机停运；2 机通风MCCA段母线失压，三台循环泵电机冷却风机全停或跳闸，电动机线圈温度升高。原因机A变本体故障；机A段母线故障；机A段负荷故障，开关拒动，越级跳闸。处理热机1 若两台小机均跳，迅速加大电泵出力，四台磨煤机运行时，打跳1台磨，投油，降低运行磨出力，炉膛燃烧稳定时再打跳1台磨，同时机侧快速关闭调门减负荷至30%及以下，维持汽包水位；2 关闭真空泵A入口电磁阀，断开真空泵A开关；3 开启中辅母管至中辅供汽门，除氧器汽源倒至中辅，开启中辅至轴封供汽总门，调整汽封正常，启动轴封风机B

22、；4 检查定冷水压力、流量正常；检查空、氢侧密封油压正常；检查#2EH油泵运行正常，EH油压正常；5 监视循环泵电机线圈温度，必要时采用切换运行，等待电源恢复后及时启动循环泵电机冷却风机。电气1 检查记录保护动作信号，复归闪光手闸；2 若保护动作为“高压侧接地”或“速断”，就地检查机A段母线无异常，合联络开关给机A段送电，撤运机A变，测绝缘，联系检修检查处理。3 若保护动作为“过流”，检查母线上所带未跳负荷是否有保护动作信号，若为负荷故障越级，撤运该负荷，加运机A变；若所有负荷开关没有保护动作信号，测量变压器、母线及PT绝缘，查找隔离故障点，联系检修处理，恢复母线供电。检查主变、厂高变冷却系统

23、运行正常。注意事项机A段失压时，真空泵A开关仍为合闸状态，必须及时关闭其入口电磁阀，拉开开关。 处理时间： 年 月 日典型事故处理预案题目机B段母线失压现象首要现象1 “机B工作变1DL事故跳闸” 、“机B工作变2ZKK事故跳闸”信号；2 “机B工作变高压侧接地”、“机B工作变速断”，“机B工作变过流”信号可能来；3 “380V机B段低电压”；4 机B段母线电压为零；5 机B变高、低压侧开关红灯灭绿灯闪；6 “主变通风电源故障”信号发。后续现象1 EH油压波动，#2EH油泵跳闸，#1EH油泵联启；2 小机A#2油泵运行时跳闸，#1油泵联启，小机A速关油压低跳闸；3 小机B#2油泵运行时跳闸，#

24、1油泵联启，小机B速关油压低跳跳；4 电泵联启，汽包水位迅速降低；5 冷却水升压泵B运行时跳闸，A泵联启；6 #1、#3炉火检冷却风机B运行时跳闸，A联启，#2、#4炉相反；7 真空泵B运行时电流为零或变坏点，真空泵A联启，凝汽器真空下降；8 定冷泵B运行时跳闸，A泵联启；9 轴封风机B跳闸。10 空、氢侧密封油泵B跳闸，A联启。 除氧器循环泵电流变坏点。检查现象1 抗燃油再生泵跳闸；2 机通风MCCB段母线失压；3 热工N段母线失压。原因机B变本体故障、机B段母线故障、机B段负荷故障，开关拒动。处理热机1 若两台小机均跳，迅速加大电泵出力，四台磨煤机运行时，打跳1台磨，投油，降低运行磨出力，

25、炉膛燃烧稳定时再打跳1台磨，同时机侧快速关闭调门减负荷至30%以下，维持汽包水位。2 关闭真空泵B入口电磁阀，断开真空泵B开关；3 开启中辅母管至中辅供汽门，除氧器汽源倒至中辅，开启中辅至轴封供汽总门，调整汽封正常，启动轴封风机A；4 检查定冷水压力、流量正常；检查空、氢侧密封油压正常；检查#2EH油泵运行正常，EH油压正常。5 待电源恢复后，对跳闸辅机进行复位投入运行或备用。电气1 检查记录保护动作信号，复归闪光手闸；2 若保护动作为“高压侧接地”或“速断”，就地检查机B段母线无异常，合联络开关给机B段送电，撤运机B变，测绝缘，联系检修检查处理。3 若保护动作为“过流”，检查母线上所带未跳负

26、荷是否有保护动作信号，若为负荷故障越级，撤运该负荷，加运机B变；若所有负荷开关没有保护动作信号，测量变压器、母线及PT绝缘，查找隔离故障点，联系检修处理，恢复母线供电。检查主变冷却系统运行正常。注意事项机B段失压时，真空泵B开关仍为合闸状态，必须及时关闭其入口电磁阀，拉开开关。 处理时间： 年 月 日典型事故处理预案题目炉A段B相接地现象1 380V炉A段 “380V系统接地”光子发；2 就地检查380V炉A段母线B相电压降低，A、C相电压指示升高。原因380V炉A段母线或负荷B相发生接地。处理1 复归音响；2 就地检查母线三相电压数值，确证接地相别和接地程度；3 询问灰控、各专责有无启停设备

27、，若有，则停运或切换该设备，看接地现象是否消失；4 若接地现象依然存在，可通过就地配电盘上接地信号灯判断接地支路；5 如果接地信号灯无法判断，使用钳形电流表测量变压器中性点接地电流，然后逐一测量各个负荷支路的零序电流，与变压器接地电流比较，相近的即为接地支路。6 确定支路后，到下一级配电柜或具体负荷就地进一步测量和检查；7 对于该支路负荷若从外观无法判断时，可采用切换或试停的方法，直到选出具体设备，然后停运该设备测绝缘是否正常。8 通知检修进行处理。注意事项1 对于其他相别接地以及机段单相接地，检查和处理方法与此相同。2 选接地过程中，应尽快缩短时间，以防事故扩大；3 注意区别接地故障和PT保

28、险熔断。具体方法可以使用万用表检查母线相电压是否有变化，与二次电压表进行比较；4 选接地时，应根据负荷的重要程度来决定先后顺序；5 使用钳形电流表测量零序电流时，要注意安全距离，特别是头部与带电体的距离。处理时间： 年 月 日 典型事故处理预案题目#3机保安A段母线失压现象首要现象1 立盘热工DCS电源故障信号；2 各操作员站报警窗口大量参数变坏报警；3 空予器A主电机事故跳闸报警。后续现象1 送风机A跳闸（油压低），一次风机A联跳，炉膛压力急剧变负；2 空予器A主电机跳闸，副电机联启；3 空予器B副电机状态变黄，失去备用；4 空予器A导向、推力油泵跳闸；5 电泵辅助油泵跳闸，电泵失去备用；6

29、 锅炉A、B、C三台磨煤机油站跳闸，磨煤机快停发；7 #2火检冷却风机跳闸，#1火检冷却风机联启。8 引风机A油站#1油泵跳闸，#2油泵联启；9 一次风机A油站#1油泵跳闸，#2油泵联启。检查现象1 保安A段母线电压表指示为零；2 柴油发电机未运行，故障灯亮；3 UPS自动切换为蓄电池；4 小机A排烟风机跳闸；5 排氢风机A跳闸；6 主油箱排烟风机A跳闸，B联启。原因1 保安A段电源开关跳闸，柴油发电机启动回路异常；2 保安A段母线故障；3 保安A段负荷故障越级。处理热机1 若炉MFT动作，按炉MFT动作处理。2 若炉MFT未动作，引风机超驰可能动作，静叶档板迅速关小，此时迅速加大B侧送风机、一次风机出力，维持炉膛压力、风量正常；3 迅速投油，根据磨运行方式，选择复归磨快停，调整磨运行情况，减负荷至150MW以下；4 关闭过、再热汽减温水总门，调整主、再汽温；5 检查空予器A辅电机、#2火检风机联启正常；6 机侧快速关闭调门至50%以下；7 开启中辅母管至中辅供汽门；8 开启中辅至轴封供汽总门，调整汽封正常；9 倒一台小机汽源为中辅带。10 保安A段母线恢复正常供电方式后，检查恢复以下设备方式：a 检查启动电泵辅助油泵，恢复电泵备用。恢复电泵备用；b 恢复空预器A导向、推力油站电源箱电源，启动推力、导向油站