发电机异常和事故处理

1、1.1 发电机异常和事故处理1.1.1 发电机跳闸1.1.1.1 现象:1) 发变组出口开关跳闸，灭磁开关跳闸，厂用电工作电源开关跳闸，备用电源开关自投；2) 发电机有功、无功、定转子电压、电流表计到零；3) DCS上发变组出口开关，灭磁开关，厂用电工作电源开关位置指示跳闸；4) 汽机跳闸。1.1.1.2 原因:1) 发变组保护动作跳闸；2) 机、炉保护动作跳闸；3) 升压站出线故障引起发电机过流等越级跳闸；4) 人为误触、误碰、误操作造成跳闸。1.1.1.3 处理:1) 检查灭磁开关是否跳闸，如未跳闸，应手动灭磁。检查确认汽轮机跳闸；2) 检查6kV母线备用电源自动切换是否成功，如不成功则按

2、厂用电失去处理；3) 如保安段失电，检查柴油发电机的自启动情况，若柴油发电机未启动，则在保安段工作电源开关均已跳闸情况下手动启动柴油发电机，恢复保安段供电；4) 检查汽轮机交流润滑油泵、密封油泵运行情况，如无法运行应及时启动直流油泵；5) 监视汽轮机转速及OPC、超速保护动作情况，观察主汽门及调速汽门关闭情况，防止汽轮机超速；6) 加强锅炉压力监视，若锅炉超压，检查安全阀应动作，否则手动打开电磁安全阀，防止超压。1.1.2 发电机过负荷1.1.2.1 现象:1) 发电机定子三相电流、转子电流超过额定值；2) “发电机对称过负荷”报警；3) 发电机定子线圈、定子冷却水出水温度升高；4) 发电机氢

3、气温度升高；5) 发电机对称过负荷保护定时限部分动作于减负荷，反时限部分动作于跳闸。1.1.2.2 原因:1) AVR异常造成发电机定子过电流；2) 强励动作造成发电机定子过电流；3) 发电机机端电压过低，造成发电机额定功率运行时电流超限；4) DCS、DEH控制系统调节异常，使发电机过负荷；5) 功率信号异常引起发电机过负荷；6) 系统振荡。1.1.2.3 处理:1) 在事故情况下，允许发电机定子、转子线圈短时间过负荷运行。过负荷与时间的关系见下表：表5-5 定子电流过负荷与时间关系表定子额定电流标么值2.171.691.51.391.321.27允许时间（秒）102030405060表5-

4、6 励磁过负荷与时间的关系表额定励磁电压标么值1.121.251.462.08允许时间（秒）1206030102) 正常情况下，电压不低而发电机过负荷:a) 应减少励磁电流，使定子电流降低到允许值以内，但应注意监视发电机进相运行时相关参数应在正常范围内（如发电机出口电压、厂用电母线电压、发电机线圈温度等）。如减小励磁电流不能使定子电流降到正常值，应申请减有功负荷；b) 若自动励磁调节器故障引起，则励磁装置将自动切到备用调节器运行，否则应切至手动方式运行；c) 若因励磁调节器故障引起发电机跳闸，则按发电机事故跳闸处理，否则应打闸停机。3) 发电机强励动作引起的过负荷，运行人员在10秒内不得干涉。

5、10秒后强励动作结束，应控制励磁电流在1.05倍额定值以下，并对励磁系统和发电机出口封闭母线进行检查。另外，还应监视机组轴系振动，以及相邻发电机的电流、电压和500kV系统电压情况；4) 若DCS、DEH控制系统调节异常，应立即将CCS切除，手动降低负荷至正常值，并联系维护人员查找原因；5) 发电机事故过负荷运行时，要密切注意发电机冷却系统及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；6) 应加强对机组轴系振动及轴承温度的监视。1.1.3 发电机三相电流不平衡1.1.3.1 现象:1) 发电机三相电流显示偏差大，发电机负序电流或零序电流指示增大；2) “发电机不

6、对称过负荷”报警；3) 汽轮发电机组振动异常增大；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。1.1.3.2 原因:1) 电网发生不对称短路；2) 断路器非全相运行；3) 系统内有大容量的单相负荷；4) 发电机本身内部故障。1.1.3.3 处理:1) 检查测量表计是否正确；2) 发电机定子三相电流不平衡时，只有同时满足下列条件，才允许长时间运行。否则应降低负荷，直到满足下列条件：a) 持续的不平衡电流值（最大相与最小相电流差值）应不大于额定值8%；b) 任何一相定子电流不得大于额定值；c) 机组各部振动不超过允许值。3) 当发电机负序电流超过允许值时，应通过减无功或

7、有功方法来降低负序电流在许可值以下。当发电机负序电流不超过允许值且定子每相电流均不超过额定值时，允许发电机连续运行；4) 如不平衡值是由系统引起，应立即向调度汇报，设法消除；5) 发电机在不平衡电流期间，应加强对铁芯温度、氢温和机组振动的监视，并控制冷、热氢温度不大于规定值；6) 降无功时应注意监视发电机出口电压、厂用母线电压在允许范围内。1.1.4 发电机PT断线1.1.4.1 发电机PT1断线1) 现象:a) 发电机PT断线报警；b) 发电机有、无功负荷指示降低或至零；c) 定子电压指示降低或为零，三相电压指示不平衡，频率指示异常；d) 机组负荷显示值降低，实际负荷可能增加；e) “励磁系

8、统故障”报警；f) “发电机保护A柜装置故障”报警。2) 处理:a) 加强对发电机定子电流、转子电流、电压表计的监视；b) 保持机组负荷稳定，加强对机、炉有关热力参数的监视；c) 如果励磁调节器运行在1通道，则检查自动切至2通道运行；如果通道没有切换，则手动切换至2通道运行。如果励磁调节器运行在2通道，则发1通道故障报警；d) 汇报值长，申请退出发变组保护A柜内相应保护压板。同时通知维护协助处理；e) 如二次小开关跳闸，检查无明显故障，立即试送一次，不成功不得再次强送，应联系维护人员检查处理,正常后合上PT1二次小开关； f) 如一次熔断器熔断，将熔断相的PT1小车拉至检修位置，对PT1一次熔

9、断器进行测量，更换熔断的保险，将PT1小车恢复运行；g) 检查故障报警消失，汇报值长，投入所退出保护压板；h) 同时应做好记录，做好电量计量。1.1.4.2 发电机PT2断线1) 现象:a) 发电机PT断线报警；b) “励磁系统故障”信号发；c) “发电机保护B柜装置故障”报警。2) 处理:a) 检查励磁电压调节器自动切换至备用通道稳定运行且正常；b) 汇报值长，申请退出发变组保护B柜内相应保护压板，同时通知维护协助处理；c) 如二次小开关跳闸，检查无明显故障，立即试送一次，不成功不得再次强送，应联系维护人员检查处理,正常后合上PT2二次小开关； d) 如一次熔断器熔断，将熔断相的PT2小车拉

10、至检修位置，对PT2一次熔断器进行测量，更换熔断的保险，将PT2小车恢复运行；e) 检查故障报警消失，汇报值长，投入所退出保护压板。1.1.4.3 发电机PT3断线1) 现象:a) 发电机PT断线报警；b) “发电机保护A柜装置故障”报警；c) “发电机保护B柜装置故障”报警。2) 处理:a) 汇报值长，申请退出发变组保护A、B柜内相应保护压板。同时通知维护协助处理；b) 如二次小开关跳闸，检查无明显故障，立即试送一次，不成功不得再次强送，应联系维护人员检查处理,正常后合上PT3二次小开关； c) 如一次熔断器熔断，将熔断相的PT3小车拉至检修位置，对PT3一次熔断器进行测量，更换熔断的保险，

11、将PT3小车恢复运行；d) 检查故障报警消失，汇报值长，投入所退出保护压板。1.1.5 发电机CT回路故障1.1.5.1 现象:1) 测量用CT回路故障时，定子电流、有功、无功等指示可能降低或为零。有功、无功电度表异常；2) AVR用CT回路故障时，AVR输出异常；3) “发变组电流回路断线”信号报警；4) 保护用CT回路故障时，保护将闭锁；5) 故障处有火花及放电声，故障CT本身有异音或冒烟、着火。1.1.5.2 处理:1) 测量用CT回路故障时，机组负荷不得调整；2) 调节用CT回路故障时，检查AVR自动调节正常，否则按停机处理；3) 保护用CT回路故障时，将该回路所带保护停用；4) 通知

12、维护人员检查处理，处理中应采取必要的安全、技术措施；5) 影响负荷调节时应切除CCS控制方式；6) 运行中无法处理时，应申请停机处理。1.1.6 发电机振荡或失步1.1.6.1 现象:1) “发电机失步”、“发电机失磁”信号可能发出，发电机可能跳闸；2) 发电机有功、无功、电流剧烈摆动并超过正常值；3) 发电机与各母线上电压表指示摆动并低于正常值；4) 发电机转子电压、电流表在正常值附近摆动；5) 发电机发出有节奏的轰鸣声，与表计摆动合拍；6) 失步发电机指示与邻机指示摆动方向相反且幅度大，发电机同步振荡，发电机表计与系统表计摆动一致。1.1.6.2 原因:1) 发电机失磁或欠励磁；2) 系统

13、发生故障；3) 系统稳定破坏。1.1.6.3 处理:1) 若发电机保护动作跳闸，按发电机事故跳闸处理；2) 若机组保护（失步）没有动作跳闸，应采取下列措施:a) 若自动励磁调节装置在自动方式，应注意监视励磁动作方向是否正确、励磁电流是否异常、发电机出口电压是否超限，同时适当降低发电机的有功负荷；b) 若自动励磁调节装置在手动方式，应尽可能增加励磁电流，必要时降低部分有功负荷，以创造恢复同步的有利条件；c) 采取上述措施后仍不能恢复同步，及时汇报调度。3) 根据参数指示变化情况判断本厂是否有机组失步，若因本厂发电机失磁引起系统振荡，如失磁保护拒动时，应紧急停机；4) 振荡过程中系统发生故障，电压

14、降低强励动作时，运行人员不得干涉， 10秒钟内自动降到允许值。强励动作后须对发变组回路进行检查。1.2 励磁系统的异常及事故处理1.2.1 励磁系统温度异常1.2.1.1 现象:1) “励磁变压器温度高”、“励磁装置温度高”报警；2) 励磁系统部件温度指示高。1.2.1.2 原因:1) 励磁变压器风扇故障或风道堵塞；2) 整流柜风机故障或整流柜跳闸；3) 环境温度高；4) 励磁电流大。1.2.1.3 处理:1) 整流柜风机故障，应自动切换至备用风机，若备用风机也有故障，则该整流桥跳闸，此时应联系维护检查处理。若停运整流柜超过2台，应退出机组强励；2) 若励磁变压器风扇故障或风道堵塞应及时联系处

15、理；3) 环境温度高应采取措施加强通风；4) 励磁电流大，在电压允许范围内尽量降低发电机励磁电流，确保励磁系统各部分温度在极限范围以内。1.2.2 励磁调节装置（AVR）异常1.2.2.1 现象:1) “发电机励磁系统故障”、“AVR限制器动作”、“励磁PT故障”等报警；2) “励磁变压器温度高”、“AVR装置温度高”报警；3) 励磁系统部件温度指示高；4) 发电机无功异常波动；5) 发电机定子电压、励磁电压、励磁电流异常波动；6) 发电机电压调节切到手动控制方式。1.2.2.2 原因:1) AVR自动调节器失灵；2) 发电机出口PT断线；3) 发电机励磁系统可控硅熔断器熔断；4) 发电机励磁

16、系统可控硅桥风扇坏；5) 整流柜风机故障；6) 励磁变压器风扇故障或风道堵塞；7) 环境温度高；8) 励磁电流大；9) 励磁一点接地；10) AVR交、直流电源消失或电压回路断线。1.2.2.3 处理:1) 在DCS中退出AVC；2) 励磁调节器在自动方式下，发电机无功波动大时，应通过改变发电机电压，调整发电机励磁，使无功稳定在正常值，同时联系维护人员检查AVR装置，并汇报调度，必要时切为另一组调节器运行；3) 励磁调节器在手动方式下，负荷变化时，应加强无功监视调整，保证发电机电压、无功在正常范围内；4) 励磁电流大时应进行调整，使其各部分温度在规定内；5) 当发电机转子发出一点接地信号后，汇

17、报有关领导，汇同维护人员对接地系统进行检查。在处理过程中要防止人为两点接地，无法消除时应尽快向调度申请停机处理；6) AVR交、直流电源消失或电压回路断线，应确认AVR装置工作正常并设法消除；7) 可控硅熔断器熔断时，应确认熔断数量，功率整流装置并联支路数为5，当有1支路退出运行时，能满足发电机强励和1.1倍额定励磁电流运行的要求；当有2支路退出运行时将启动发变组保护，跳发电机；8) 励磁变压器风扇故障或风道堵塞应联系处理，环境温度高应取采措施加强通风。1.2.3 过激磁（V/f）超限1.2.3.1 现象:1) AVR综合报警信号发；2) 发变组过激磁（V/f）报警信号发；3) 发变组过激磁（

18、V/f）保护动作，发变组跳闸。1.2.3.2 原因:1) 汽轮机未满3000r/min前误加励磁或解列时汽轮机跳闸后，灭磁开关未断开；2) 机组突然大幅度甩负荷；3) 系统低周波运行；4) 励磁调节器故障；1.2.3.3 处理:1) 发电机满速前误加励磁或解列后灭磁开关未断开时应立即断开灭磁开关；2) 当运行中发电机V/f超限报警，经确认后应立即将AVR切手动方式运行，降低发电机无功；3) 若因发电机出口电压高引起，适当降低发电机电压；4) 若保护动作跳闸，应检查主变、发电机及其励磁回路有无异常现象，当重新启动时应零起升压。1.2.4 发电机碳刷打火1.2.4.1 现象:1) 发电机励磁电流、

19、电压可能发生波动；2) 就地检查发电机碳刷有打火现象；3) 测量发电机碳刷温度存在过热情况。1.2.4.2 原因:1) 部分碳刷磨损严重，与滑环接触不良；2) 各碳刷的电流分配不均匀；3) 碳刷和刷辫、刷辫和刷架间的连接松动，发生局部火花；4) 弹簧失去弹性使碳刷与滑环接触不良；5) 使用碳刷型号不符合要求或更换的碳刷型号不一致。1.2.4.3 处理:1) 及时联系维护人员处理；2) 可适当降低发电机励磁电流，减小打火程度，同时应加强发电机出口电压、厂用母线电压的监视，防止因降励磁造成电压过低而引发其它故障；3) 处理碳刷打火过程中应加强对碳刷系统全面测温，掌握发热情况；同时应对其周围空间进行

20、含氢量测试，防止发生漏氢着火情况发生；4) 碳刷着火严重时，应及时拔出碳刷，拔碳刷时应佩戴绝缘手套并站在绝缘垫上。1.3 厂用电系统的异常运行及事故处理1.3.1 厂用电系统事故处理的有关规定：1.3.1.1 当发电机与系统解列后，应检查厂用电自动切换成功；若切换失败，检查工作电源进线开关确已断开，并手动合上备用电源。1.3.1.2 母线保护动作后，若不能确认母线无故障点时，不得向母线送电。1.3.1.3 6kV母线失电后，用备用电源开关恢复母线送电前，应就地检查母线工作电源开关及所有负荷开关在断开，特别是检查母线工作电源开关在断开，防止用启备变向发电机冲击送电，引起事故扩大。1.3.1.4

21、母线失电原因若是操作引起，可立即恢复母线送电。1.3.1.5 任一段6kV母线失电后，在确认母线无故障的情况下，优先采用备用电源开关对母线恢复送电。1.3.1.6 事故范围涉及脱硫及公用相关负荷时，应及时通知辅机运行等相关人员。1.3.2 厂用电母线失电主1.3.2.1 厂用电母线全部失电主要现象:1) 事故报警，部分照明灯灭；2) 汽轮机跳闸、锅炉MFT、发变组解列；3) 厂用6kV、380V母线电压指示为零；4) 所有交流电机电流指示至零，备用交流电机不联动；电动门操作不动；5) 汽轮机及小汽轮机直流润滑油泵，发电机直流密封油泵自启动；6) 锅炉安全门、电磁泄放阀达到定值动作；7) 柴油发

22、电机自启动；8) 脱硫系统失电，FGD跳闸。1.3.2.2 厂用电母线部分失电主要现象:1) DCS“厂用电工作电源开关××事故跳闸”、“××母线低电压”声光报警；2) 失电母线辅机跳闸，备用辅机联启；3) 失电母线所属的380V PC、MCC母线失电，备用电源开关自投；4) 现场部分照明失去。1.3.3 厂用电母线失电主要原因：1.3.3.1 厂用电母线全部失电主要原因：1) 发变组保护动作跳闸，6kV厂用备用电源自投不成功；2) 6kV厂用工作电源与备用电源同时故障，或者工作电源故障时启备变在检修状态；3) 500kV升压站两条出线先后故障跳闸升压站

23、失电；4) 500kV升压站单线路运行时线路故障跳闸升压站失电。1.3.3.2 厂用电母线部分失电主要原因：1) 备用电源开关控制回路故障；2) 母线故障。1.3.4 厂用电全部中断处理1.3.4.1 处理:1) 检查确认发变组出口开关、灭磁开关、厂用工作电源开关确已跳闸，备用电源开关未自投，厂用电确已失去，在DCS上复位跳闸开关；2) 立即检查汽轮机及小汽轮机直流油泵，直流密封油泵是否自动启动，否则应手动启动；检查汽轮机、小汽轮机润滑油压、油氢差压正常，注意UPS及220V直流母线电压的变化情况；3) 检查柴油发电机自启动情况及保安段供电是否正常，若柴发未自启，应查明原因手动启动，恢复保安电

24、源系统运行。恢复汽轮机及小汽轮机交流润滑油泵及交流密封油泵运行，停运汽轮机及小汽轮机直流润滑油泵，直流密封油泵；4) 检查确认汽轮机及小汽轮机跳闸，转速下降，立即破坏真空紧急停机，确认高中压主汽门、调门、高排逆止门、各抽汽逆止门已关闭，高压缸通风阀开启；5) 厂用电失去后循环水中断，应注意关闭机组疏水；6) 关闭炉前燃油进、回油手动门，检查确认燃油系统无泄漏，炉内无火，否则应关闭漏油油枪前手动截止门；7) 检查制粉系统的风门、挡板位置正确，检查空气预热器运行情况，维持其转动状态（若辅助电机亦不能投入运行，应进行手动盘车）；8) 厂用电中断后，应加强对炉水泵电机腔室温度的监视，必要时在恢复启动前

25、测绝缘；9) 如果全厂厂用电失去是因为升压站失电造成，应首先联系调度，并派人就地检查升压站设备情况及保护、故障录波情况，尽快恢复500kV升压站设备运行。 500kV升压站设备恢复运行后，检查6kV母线工作电源开关及母线上各负荷开关在断开位，确认母线及所属回路无故障，备用电源正常，尽快用备用电源恢复失电母线运行，同时检查厂用备用电源未自投原因。恢复所属PC、MCC运行，检查直流充电器及UPS运行正常；10) 根据设备状况恢复因失电所停运的系统和设备；11) 按正常开机步骤进行锅炉吹扫点火、汽轮机冲转、发电机并网。1.3.4.2 注意事项:1) 交流油泵启动后应及时停止直流油泵运行，防止造成22

26、0V直流母线电压过低；2) 厂用电源恢复后，在恢复负荷时应有序进行，防止因过负荷、低电压造成厂用电再次失电，同时加强各母线电压监视；3) 加强监视汽轮机润滑油、密封油系统压力，汽轮机转速到零时及时投入连续盘车；4) 加强发电机氢压监视，防止发电机漏氢着火；5) 当排汽温度小于50或排汽温度与循环水温度之差小于30时，可恢复循泵运行。启动循泵之前应确认其密封冷却水正常；6) 确认火检冷却风机仍在运行，否则应迅速恢复；7) 检查报警信号及保护信号，确认厂用电备用电源开关未自投原因。1.3.5 #3(4)机组单机厂用电全部中断事故处理1.3.5.1 检查发电机出口开关及灭磁开关确已跳闸，并复位上述开

27、关。 1.3.5.2 检查厂用电工作电源开关63101、63202、60301(64101、64202、60402)已跳闸并复位；检查备用电源开关63105、63206、60303 (64105、64206、60404)未合闸，厂用电失去。1.3.5.3 检查柴油发电机启动正常，若保安段供电正常，立即启动汽机交流辅助油泵、顶轴油泵运行；检查发电机密封油泵运行正常；检查UPS及直流系统运行正常。1.3.5.4 若保安段失电，立即启动主机直流事故润滑油泵、密封油直流事故油泵、小机直流事故油泵，检查其运行正常。同时查找保安段失电原因，若柴油发电机未启动应手动开启，若某一保安段柴油机电源开关未自投，在

28、确认该母线无故障的情况下，应手动合闸，然后恢复UPS及直流系统的正常运行方式。1.3.5.5 检查失电6kV母线的所有负荷开关已跳闸，否则手动断开，检查循泵出口蝶阀关闭正常。1.3.5.6 汽机转速到零时，及时投入连续盘车。1.3.5.7 监视压缩空气系统运行情况，确认#3（4）机侧空压机运行正常。1.3.5.8 检查报警信号，检查厂用电备用电源63105、63206、60303 (64105、64206、60404)开关未自投原因。1.3.5.9 检查工作电源开关63101、63202、60301(64101、64202、60402)在分位，各段母线上所有高压辅机开关在分位。确认6 kV 3

29、A、3B（4A、4B）、6 kV公用A、B段母线及所属回路无故障，用备用电源开关63105、63206、60303 (64105、64206、60404)分别向厂用各段母线送电，恢复所属PC、MCC，通知辅控人员，按需要启动辅机。1.3.5.10 将380V 汽机及锅炉保安段由柴油机电源开关供电恢复至工作电源开关供电。检查UPS及直流系统运行正常。1.3.5.11 厂用电系统恢复后，当排汽温度小于50或排汽温度与循环水温度之差小于30时，可恢复循泵运行。启动循泵之前应检查其密封冷却水正常。1.3.5.12 循环水系统恢复运行后，相继恢复开、闭式水、发电机定子冷却水系统运行。1.3.6 厂用电6

30、kV部分中断1.3.6.1 现象:1) 事故报警，DCS内出现相关的报警信息；2) 故障段母线电源开关跳闸，备用电源开关未自投或自投不成功，母线电压指示到零；3) 故障段母线运行辅机跳闸，6kV备用辅机自启动；4) 对应失压380V PC母线联络开关自投，备用辅机自启动；5) RB动作；6) MFT可能动作；7) 柴油发电机可能启动。1.3.6.2 处理:1) 如锅炉发生MFT、机组跳闸，则按MFT及机组跳闸处理；若机组未跳闸，锅炉未灭火时，应立即投油助燃，稳定锅炉燃烧，维持炉膛负压正常；2) 机组发生RB时，CCS方式如未自动切至TF方式，则应手动切至TF方式，投油助燃稳定机组参数，防止跳机

31、；3) 检查6kV电源中断母线对应的380V PC、MCC段切换是否成功，否则立即拉开失压母线段工作电源开关，合上联络或备用电源开关；同时注意保安段母线工作情况，如失压应检查柴油发电机自启及供电正常，保安段供电正常后，检查相应UPS及直流系统运行正常；4) 检查空气预热器运行情况，维持其转动状态；5) 检查备用辅机联启成功，否则手动启动，跳闸辅机应复位；6) 检查确认辅机各润滑油泵至少一台仍在运行，若上述油泵未运行，可手动启动一次；7) 如失压母线是因为工作电源开关跳闸、快切装置未动作：a) 查明6kV备用电源正常，根据保护动作情况判断非母线故障，在断开母线上各负荷开关后可用备用电源强送一次，

32、如成功则依次恢复各低压变；如未成功则对母线详细检查测绝缘无异常后，用备用电源对母线充电；b) 如6kV备用电源、母线有故障信号发出，则需消除故障后方可送电。8) 在保安段由柴油发电机切换为正常工作电源供电时，禁止并列切换；9) 全面检查并恢复380V PC、MCC母线、直流及UPS系统运行正常。1.3.7 6kV厂用母线接地1.3.7.1 现象:1) 发“××母线接地”报警信号；2) 接地辅机跳闸，“××母线接地”报警消失；3) 如果是母线或者母线PT接地，则接地6kV母线跳闸；4) 快切装置闭锁。1.3.7.2 处理:1) 如“××

33、母线接地”报警同时有设备跳闸，应禁止再次合闸，对跳闸设备测绝缘以判断是否接地；2) 如果6kV母线跳闸，应立即进行事故处理；3) 将6kV母线工作电源及备用电源开关拉至试验位（如有联络开关应将联络开关拉至试验位）并拉开6kV母线上所有负荷开关，对母线进行测绝缘，如母线绝缘正常用备用电源对母线进行冲击送电，以查找接地点，然后逐步恢复所属负荷。如母线测绝缘不正常说明母线电压互感器回路可能接地，应将母线电压互感器拉出再重新对母线进行测绝缘以进一步判断接地点，并通知维护人员处理；1.3.8 厂用380V PC母线失压1.3.8.1 现象:1) 事故报警响，工作电源开关跳闸，故障PC段母线电压指示为零；

34、2) 柴油发电机可能启动；3) 故障段母线运行辅机跳闸，电流至零，备用辅机自启动；4) RB可能动作；5) MFT可能动作。1.3.8.2 原因:1) PC母线所属负荷接地，发生越级跳闸；2) 母线或者母线PT接地；3) 对应PC变压器故障跳闸；4) 工作电源开关误跳；5) 母线发生短路故障。1.3.8.3 处理:1) 如锅炉MFT、机组跳闸，则按机组跳闸处理；2) 机组RB动作时CCS方式自动切至TF方式，否则手动切至TF方式，投油助燃稳定机组参数，防止锅炉MFT；3) 检查若电气保护动作跳闸，查明故障点，隔离故障，联系维护人员处理，合上工作电源进线开关；4) 检查保安电源切换是否正常，如失

35、压则应尽快恢复；5) 检查火检冷却风机仍在运行，否则应迅速恢复；6) 检查空气预热器运行情况，维持其转动状态；7) 检查确认辅机各润滑油泵至少一台仍在运行。若上述油泵未运行，可手动启动一次；8) 检查备用辅机联动成功，否则应手动启动；9) 将跳闸辅机复位；10) 检查UPS、直流系统运行正常。1.3.9 6kV母线工作（备用）进线PT熔断器熔断(或低压侧小开关跳闸)：1.3.9.1 现象：1) 工作（备用）进线电压表指示异常；2) 对应6kV母线厂用电切换装置闭锁信号发出；3) 工作（备用）进线 PT的综合保护装置“断线”或“低电压”信号发出。1.3.9.2 处理：1) 若工作（备用）进线 P

36、T低压侧小开关跳闸，可试合一次，若再次跳闸，联系维修人员检查回路。若工作（备用）进线 PT低压侧小开关损坏需更换，则应先解除发变组（启备变）保护柜相应高厂变或高公变（启备变）相关保护后再更换，更换后合上工作（备用）进线 PT低压侧小开关，最后投入所解保护；2) 确认厂用电快切装置工作正常；3) 若判断为高压熔断器熔断，应先解除发变组（启备变）保护柜高厂变或高公变（启备变）相关保护，再断开PT低压侧小开关，后将PT小车拉出间隔，确认故障相，通知维护人员更换高压熔断器，对PT测绝缘正常后，将PT小车恢复运行，合上PT低压侧小开关，检查6kV母线工作（备用）进线电压指示正常，最后投入所解保护。若PT

37、 绝缘不合格，联系维修人员处理。1.3.10 6kV母线PT熔断器熔断(或低压侧小开关跳闸)：1.3.10.1 现象：1) 母线电压表指示异常；2) 对应6kV母线厂用电切换装置闭锁信号发出；3) 母线 PT的微机保护装置“断线”或“低电压”信号发出。1.3.10.2 处理：1) 低压侧小开关跳闸，可试合一次，若再跳闸，联系维修人员检查回路；2) 若判断为高压熔断器熔断，应先解除转机的低电压保护及发变组保护柜高厂变或高公变相关保护，再断开PT低压侧小开关，后将PT小车拉出间隔，确认故障相，通知维护人员更换高压熔断器，对PT测绝缘正常后，将PT小车恢复运行，合上PT低压侧小开关，检查母线三相电压

38、指示正常，最后投入所解保护。若PT 绝缘不合格，联系维修人员处理。1.3.11 380V保安段母线PT熔断器熔断(或低压侧小开关跳闸)：1.3.11.1 现象：1) 380V保安段母线电压表指示异常；2) 母线 PT的微机保护装置“断线”或“低电压”信号发出。1.3.11.2 处理：1) 低压侧小开关跳闸，可试合一次，若再跳闸，联系维修人员检查回路并做好安全措施；2) 若判断为PT一次侧熔断器熔断，应先解除低电压联锁，再断开PT低压侧小开关，确认故障相，并更换PT一次侧熔断器，将PT恢复运行，检查PT运行正常后，合上PT低压侧小开关，检查母线三相电压指示正常，最后投入低电压联锁。若PT 绝缘不

39、合格，联系维修人员处理。1.4 变压器的异常运行及事故处理1.4.1 遇有下列情况时，应立即停止变压器的运行1.4.1.1 变压器着火、冒烟。1.4.1.2 变压器内部音响很大，很不均匀，有爆裂声。1.4.1.3 严重漏油使油面下降，低于油位计的指示限度。1.4.1.4 套管有严重的破损和放电现象或引线端子熔化。1.4.1.5 在正常负荷及冷却条件下，上层油温超过极限值，并急剧上升。1.4.1.6 压力释放装置、油枕防爆膜破裂喷油。1.4.1.7 油色变化严重，油质取样发现油内出现碳质。1.4.1.8 变压器附近设备着火、爆炸或发生其它情况，对变压器构成严重威胁时。1.4.2 遇有下列情况时，

40、应立即汇报值长申请停运，若有备用变压器，应事先将其投入运行1.4.2.1 变压器出口套管发生裂纹并有放电现象。1.4.2.2 变压器上部落物危及安全，不停电无法消除。1.4.2.3 负荷、周围环境温度及冷却条件无明显变化，变压器温度超过规定值。1.4.2.4 变压器油突然变色或定期化验不合格。1.4.2.5 声音异常，但无放电声。1.4.2.6 各引线端子松动、发热、变色时。1.4.2.7 变压器所有主保护需退出运行时。1.4.3 变压器油温高处理1.4.3.1 核对控制室显示温度和就地温度计有无异常。1.4.3.2 检查变压器负荷和冷却介质温度，校对该负荷温度是否正常。1.4.3.3 检查冷

41、却装置是否正常，备用或辅助冷却器投入是否正常。1.4.3.4 降低变压器负载，使其温度不超过允许值；如变压器油温或线圈温度仍有上升趋势，应立即申请停止变压器运行。1.4.3.5 在正常负载和冷却条件下，变压器温度不正常并不断上升，或油温比同样负荷和冷却温度下高出10以上，且经检查证明温度指示正确和油样分析异常，则认为变压器已发生内部故障，应立即汇报有关领导，停止变压器运行。1.4.4 变压器油位异常时的处理1.4.4.1 当发现变压器的油面较当时油温对应的油位显著降低时，应联系维护人员设法查明原因消除泄漏点。若为轻度漏油，应立即补油，补油时应先将重瓦斯保护改投信号位置，禁止从变压器下部补油；若

42、为大量漏油使油位迅速降低，应迅速采取阻止措施（堵漏、加油或停运），必要时将变压器停运，禁止将重瓦斯保护改为信号。1.4.4.2 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。1.4.4.3 变压器油位因温度上升有可能高出油位指示极限，经查明不是假油位所致时，则应通知维护人员放油，使油位降至与当时油温相对应的高度，以免溢油。并检查呼吸器是否正常。1.4.4.4 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，应通知维护人员采取措施消除；如异常时油位指示为假油位，则呼吸器恢复正常之前禁止放油。1.4.4.5 若漏油无法消除且油位已降至低限值，应立即将变压

43、器停运。1.4.5 变压器自动跳闸1.4.5.1 变压器跳闸时，检查保护动作情况，可根据保护的动作情况和变压器跳闸时的外部现象判明变压器的跳闸原因、故障性质及故障点。1.4.5.2 若变压器的主保护（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现象，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，若判断变压器有内部故障，做好安全措施，通知维护人员处理。1.4.5.3 内部故障处理好需恢复送电运行时，有条件的应进行零起升压，发现异常时，应立即停止变压器运行。1.4.5.4 若变压器差动、重瓦斯保护动作跳闸，未查明原因消除故障之前，不得将变压器送电。1

44、.4.5.5 在后备保护动作时，未发现电压下降或冲击短路现象，测绝缘正常，经值长同意后，可试投运一次。1.4.5.6 过流保护动作同时有明显短路冲击现象或其他明显外部短路事故现象，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，可将变压器投入运行。1.4.6 变压器瓦斯保护动作1.4.6.1 变压器轻瓦斯保护发信号时，应立即对变压器检查，查明瓦斯信号动作的原因，是否由于空气侵入变压器内，或因油位降低，或是由于二次回路的故障造成的。1.4.6.2 轻瓦斯保护发信号，如变压器无外部故障现象时，应取瓦斯继电器内的气样进行检验分析，若气体是无色、无臭而不可燃，色谱

45、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，色谱分析异常时，判明变压器内部有故障，必须将变压器停止运行转检修。1.4.6.3 注意轻瓦斯信号发出的时间间隔，如间隔时间逐次缩短，则表示变压器可能跳闸，此时禁止将重瓦斯保护改投信号，有备用变压器时应投入备用变压器运行，并立即汇报领导，将该变压器停止运行。1.4.6.4 变压器重瓦斯保护动作跳闸时，应对变压器进行全面检查，并取油样、气样化验，在变压器未经检查并试验合格前不允许再次投入运行。1.4.6.5 瓦斯保护动作原因和故障性质可根据瓦斯断电器内聚积的气体量、颜色、或可燃性和化学成份来鉴别，气体的多少可估计故障的大小，如气体是无色、无

46、臭、不可燃的，则动作原因是油中分离出来的空气所致，如气体是可燃的，则为变压器内部故障，气体颜色的鉴别，必须迅速进行，否则经一定时间颜色即会消失。鉴别及处理方法参照下表：气体颜色故障性质处理无色、无臭、不可燃（仅有油味）侵入空气或油中的空气析出放空气，继续运行黄色不可燃木质材料损坏停运检查浅灰色带强烈臭味，可燃纸或纸板等绝缘材料故障停运检查灰色和黑色易燃的油碳化分解或铁芯故障停运检查1.4.6.6 轻瓦斯保护动作通常有下列原因：1) 滤油、加油或冷却系统不严密，致使空气进入变压器；2) 温度下降或漏油，致使油面缓慢降低；3) 呼吸系统阻塞而形成负压；4) 变压器故障而产生少量气体；5) 发生穿越

47、性短路故障而引起。1.4.7 主变冷却器电源故障处理1.4.7.1 现象：“主变冷却器电源失去或故障”信号发出。1.4.7.2 处理：1) 若因冷却器工作电源故障，备用电源自投成功，应尽快查明故障原因，必要时通知维护人员消除。正常后恢复工作电源供电；2) 若工作电源故障，备用电源自投不成功，立即汇报值长，在20分钟内完成下列处理a) 检查两路电源开关是否跳闸；b) 检查冷却器控制箱内有无明显故障点，拉开所有工作冷却器；c) 未发现明显故障点时，可恢复一路电源，送电成功，投入冷却器运行；d) 若备用电源未自投是因二次回路问题造成，应手动投入备用电源，恢复冷却器运行；e) 在处理过程中应监视变压器

48、线圈温度和油温不得超过规定值。若温度上升较快，应尽快降低机组有、无功出力；f) 如20分钟内无法恢复时，若上层油温不超过75，可延长处理时间至1小时，否则，保护出口动作，跳发电机。9、为什么电流互感器在运行中二次回路不准开路？答：运行中的电流互感器二次回路开路时，二次电流等于零，二次磁势等于零，一次电流及磁势均不变，且全部用来激磁此时合成磁势较正常状态的合成磁势大许多倍，铁芯磁通急剧达到饱和。由于磁通的增加，在开路的二次线圈中感应出很高的电势，这将对工作人员的安全及二次回路设备造成威胁。同时由于磁感应强度剧增，铁损耗增大，将严重发热，以致损坏线圈绝缘。10、变压器并联运行应满足哪些条件？答：（1）变比相同；（2）接线组别相同；（3）短路电压相等;(4)新安装或大修后应校对相序相同。什么是变压器的铜损和铁损？答：铜损（短路损耗）是指变压器一、二次电流流过该线圈电阻所损耗的能量和。由于线圈多用铜导线制成，故称铜损。它于电流的平方成正比，铭牌上所标的千瓦数，系指线圈在75时通过额定电流的铜损。 铁损指变压器在额定电压下（二次开路），在铁芯中的消耗的功率，其中包括激磁损耗与涡流损耗。12、消弧线圈的作用是什么？答：消弧线圈的主要作用是将系统的电容电流加以补偿，使接地点电流补偿到较小的