电厂典型事故处理预案最终版综合版要点.docx
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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
1AVR盘面发电机电压百分表降为90V；
2AVR-Ⅰ综放表指示负方向增大，输出电流增大且频繁摆动；
3AVR-Ⅱ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
1YH内部故障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-Ⅱ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-Ⅰ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-Ⅰ、Ⅱ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
1YH内部故障
2YH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、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；
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
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-Ⅱ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
1AVR-Ⅱ盘面发电机电压百分表降为90V；
2AVR-Ⅱ综放表指示负方向增大，输出电流增大且频繁摆动；
3AVR-Ⅰ综放表计偏至正方向，输出很小；
4发电机3YH二次侧实测电压小于57V。
原因
1YH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-Ⅰ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-Ⅱ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
13YH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-Ⅰ、Ⅱ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；
4893CRT、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，汽轮机所有转速信号均为失电状态；
8ETS柜电源失去，M/A站指示正常。
后续现象
1发变组“Ⅱ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：
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
1UPS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；
3M/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CS×61失电不会动作，事故放水阀CS×62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
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；
36KV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；
3UPS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；
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（#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。
⒀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Ⅰ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“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Ⅰ电源故障”信号发。
后续现象
2EH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；
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Ⅱ电源故障”信号发。
后续现象
1EH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，#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。
⑾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，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
1380V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，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；
3UPS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
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