发电厂集控电气运行专业管理制度及反事故措施大全

1、发电厂集控电气运行专业管理制度及反事故措施汇编为进一步落实“坚持预防为主，落实安全措施，确保安全生产”的要求，完善专业管理规章制度和各项反事故措施，做好专业技术管理工作，更好的推动公司安全生产，有目 标、有重点地防止电力生产重大事故的发生，针对公司各台机组设备的实际情况，并按照防 止电力生产重大事故的二十五项重点要 求，制定本制度及反措汇编。本汇编在公司原有规章制度、反事故措施的基础上，经收集整理和补充完成。自 下发之日起，生产各部门应认真贯彻落实，不断提高专业技术管理水平，在管理和设备层面增 强防范事故的能力，以防止重大事故的发生和不断提高公司安全生产水平。在实施过程中，请发电运行部、设备管

2、理部运行、维护人员及各部门电气专业技术人 员及时发现并纠正措施中的不符合项，提出改进和完善的建议，以使相关的管理制度和反事故 措施更趋完善并能满足公司各台机组安全生产的需要。第一篇 反事故措施防止发电机转子绕组发生一点接地故障的措施发电机转子绕组概况我厂 #1、#2 机组转子励磁回路采用三机有刷励磁系统 #3、#4 机采用静态励磁系统。为了防止发电机转子绕组发生一点或两点接地损坏转子绕组，特提出以下运行中的注意事项及处理措施。2.运行中的注意事项及处理措施调整发电机无功负荷时，注意严密监视 avr abb 装置输出电流、电压的变化情况；发现有异常变化时，及时汇报有关领导，以便研究处理。严密监视

3、发电机转冷水温度；转冷水每天化验一次，并控制在每立方厘米时及时排污。严密监视 #5、 #6、 #7 瓦的轴振及瓦振，振动有明显变化时，及时汇报有关领导，超出规定值 时，经确认无误后打闸停机。正常运行中每班用发电机高阻检漏装置检查一次，并在运行日志及计算机运行日志上做好详 细记录。运行中若发生发电机转子两点接地，造成发电机失磁或无功负荷大幅度摆动，导致发电机失 步；经确认无误后解列发电机断开励磁，打闸停机。若发生转子两点接地，造成失磁保护动作，立即切换厂用电，减负荷打闸停机。发电机事故处理中，应密切监视其它运行机组无功负荷的变化情况及压变化情况；及时汇报总值长，以便协调处理，并及时汇报网调。每班

4、加强检查发电机、主副励磁机、整流柜、avr abb 装置的运行情况，若发现有异音、异220kv、500kv 系统的电5 微西以内，不合格味，温度异常升高等异常现象时，及时汇报有关领导，以便研究处理。防止发电机定子绕组发生单相接地故障的措施1. 由于我厂四台 300mw 发电机中性点不米取直接接地方式。因此，在发生“发电机一点接地” 信号时，应立即查明原因，尽快处理。2. 若一点接地是由于发电机定子线圈及引出线漏水引起，应立即将发电机解列，隔离内冷水通 知检修人员立即处理。3. 若一点接地是由于内冷水导电率超标，应立即通知化学进行换水，直至冷却水导电率合格， 报警信号消失。在换水时防止发电机断水

5、。4. 若一点接地是由于主变低压绕组或厂高变高压绕组内部一次回路单相接地引起，应立即将发 电机解列，隔离故障点通知检修处理。5. 当发电机发生单相接地时，因为发电机定子绕组及其一次回路存在对地电容，接地点将流过 对地电容电流，该电容电流可能产生电弧，如果电弧是持续性的，同时接地又若发生在发电机 内部，就可能损坏发电机铁芯。因此，应尽快停机处理。6. 要正确判断是由于发电机出口 pt 一次保险一相或两相保险熔断还是真接地。若真接地时， 接地相对地电压降低，而非接地相对地电压升高，且线电压三相平衡。而 pt 一次保险一相或 两相熔断造成的假接地，绝对不会有对地电压升高现象，且线电压也不平衡。7.

6、若发生一点接地信号，应立即到就地检查发电机本体及引出线系统有无明显故障点，应设法 消除，若无法消除，应在 30 分钟内停机处理。8. 正常运行中要加强对靠近发电机中性点 15%左右的定子接地保护和靠近发电机机端 95%的定 子接地保护装置的检查，发现异常立即联系继保班检查处理。防止发电机振荡和失步的措施1 .发电机振荡和失步的原因220kv、500kv 系统发生短路故障。发电机励磁系统故障引起发电机失磁，使发电机电势剧降。发电机电势过低或功率因数过高。220kv、500kv 系统电压过低。2. 发电机发生振荡和失步的现象发电机三相定子电流表指示超出正常值且往复剧烈摆动。发电机定子电压表指示低于

7、正常值且往复剧烈摆动。自动励磁调节 a、b 柜 abb 励磁调节柜输出电压、电流表指示在正常附近摆动。发电机有节奏的鸣声，并与表计摆动节奏合拍。任一台发电机失步引起的振荡和系统性振荡是有区别的。任一台发电机失步引起的振荡时，一 般来说，失步发电机的表计幌动幅度要比其他发电机激烈，有功负荷表的幌动幅度可能为满刻 度，其他发电机则在正常负荷值附近摆动。而且失步发电机有功负荷表计指针的摆动方向与其 他正常机组相反；系统性振荡时，所有发电机表计的幌动是同步的2 .6 当发电机发生失步或振荡时，运行人员一定要沉着冷静。应迅速判断是否由于在执行重 大操作过程中发生了误操作。若是，应立即停止操作隔离故障点。

8、若是由于某一台发电机发生 失磁引起，应立即增加无故障机组的励磁，使系统恢复稳定。3. 发电机发生振荡和失步应米取的措施立即增加发电机的励磁电流，以提高发电机电势，增加功率极限。另外，由于励磁电流的增 加使定子、转子磁极间的拉力增加，削弱了转子的惯性，发电机达到平衡点时容易拉入同步。 这时如果发电机强励动作，30 秒时间内不准人为调节励磁电流、电压。如果由于发电机的功率因数高引起的，则应降低有功功率，同时增加励磁电流。这样既可降低转子惯性，也可提高了功率极限而增加了稳定能力。如果发电机失步引起的振荡经采取上述措施经一定时间仍未进入同步状态时，可汇报总工同 意，立即将发电机与系统解列。正常运行中，

9、发电机不允许手动励磁状态运行，应在自动励磁双柜“均流”状态下运行，以 防失步引起振荡。防止发电机非全相运行的措施1. 发电机发生非全相运行的概述发电机发生非全相运行是指：发变组出口断路器在解列时一相（两相）未断开或在并列合 闸时一相（两相）未合上。发电机发生非全相运行会产生负序电流，负序电流会产生转速两倍 于发电机转速的交流磁场，而引起发电机转子表面发热、振动，使发电机转子损坏。这种运行 方式处理难度大、影响面广，经常造成与系统解列，影响系统的稳定运行。因此，有效的预防 措施和减小事故造成的后果就显得极为重要。2. 预防发电机发生非全相运行的措施提高开关的检修质量是防止非全相运行的根本保证，开

10、关检修后验收要把好三级验收关。 无论开关一次或二次回路工作后，跳合闸试验是检验开关的最好途径。必须经过跳合闸试验 合格后方可允许将开关投入运行。加强非全相、三相位置不一致、失灵保护的维护检查工作，在机组正常运行时各保护压板必 须投入良好。发现异常及时汇报，联系继保人员立即检查处理。合、断发电机主开关时，必须到就地确认开关实际位置与开关状态相符。目前 sf6开关均采用分相操作。因此，应加强控制回路的检查、维护工作。事故一般出现在并网和解列过程中，因此操作人员必须精力集中，密切监视发电机定子三相 电流平衡，负序电流正常，无异常光字报警。3. 事故处理原则处理过程中应沉着冷静，准确判断事故性质。 尽

11、量减少负序电流的作用时间，以减小其对发电机的危害程度。 在此过程中，尽量保持汽轮机 3000 转不打闸 ，锅炉稳定。 在汽轮机保持 3000 转的情况下，尽量恢复发电机的励磁电流，使发电机定子三相电流为零。 若经重新并列或就地打跳未断开开关不成功，立即进行220kv 母线倒闸操作然后用母联 212开关将发电机与系统解列，且注意非全相运行时间不宜太长。若保护动作使 220kv 系统解列，待将故障开关隔离后立即优先恢复系统正常方式运行。对发电机进行全面检查，确认无异常并经公司主管领导同意后方可重新将发电机与系统并列。4. 发电机非全相运行事故处理500kv 系统运行方式：曲曲线运行，500kv 系

12、统至少有一串开关成串运行。220kv 系统运行方式：1母上运行的负荷： #1 启备变 205 开关、#1 发变组 201 开 关、曲沾i回295 开关u母运行的负荷：#2 启备变 206 开关、#2 发变组 202 开关、曲沾u回 292 开关、曲曲线 294开关、母联 212 开关在合 解列时：发电机主开关非全相运行，主变中性点刀闸在合位。现象：a 、开关“母线侧断路器三相不一致保护动作”、“断路器非全相运行”光字牌亮；b 、发电机主开关绿灯发平光；c 、发电机定子三相电流表指示不平衡，负序电流有指示；d 、就地检查发电机开关有一相或两相未断开；e 、发电机转速、频率、电压波动。状态分析：a

13、 、发电机此时处于单相电动机运行状态；b 、发电机受损程度与负序电流及负序电流作用时间成正比，定子电流指示愈大、负 序电流愈大；c 、若负序电流闭锁元件闭锁非全相保护不动作，运行人员力争做到有功到零、无功 到零、定子三相电流到零，监视各部温度部超限，记录时间，保证不失磁、不逆功率。处理：a 、保持机、炉系统稳定运行；b 、调整有功、无功到零，监视定子电流到零、负序电流近零不超过8%；c 、加强监视发电机各部温度，力争较短的时间将故障开关隔离；d 、立即到升压站手动打跳发电机主开关未跳闸相，若成功则继续执行解列操作；e 、手动打跳发电机主开关不成功，并设法通过倒闸操作将发电机主开关所在母线的其

14、他负荷转移，用母联 212 开关将其与系统隔离；f 、在处理过程中，若失灵保护动作使系统解列，立即消除故障点，尽快恢复系统正常 运行。并列时：发电机主开关发生非全相并列，主变中性点刀闸在合位。现象：a 、发电机主开关“母线侧断路器三相不一致保护动作”、“断路器非全相运行”光 字牌亮；b 、发电机主开关红灯发平光；c 、发电机定子三相电流表指示不平衡，负序电流有指示；d 、就地检查发电机主开关有一相或两相在断开位置；e 、发电机转速、频率、电压波动。状态分析：a 、发电机此时处于单相电动机运行状态；b 、发电机受损程度与负序电流及负序电流作用时间成正比，定子电流指示愈大、负 序电流愈大；c 、若

15、负序电流闭锁元件闭锁非全相保护不动作，运行人员力争做到有功到零、无功 到零、定子三相电流到零，监视各部温度部超限，记录时间，保证不失磁、不逆功率。处理：a 、保持机、炉系统稳定运行；b 、调整有功、无功到零，监视定子电流到零、负序电流近零不超过8%；c 、加强监视发电机各部温度，力争较短的时间将故障开关隔离；d 、立即手动断发电机主开关，若成功则对开关进行检查，故障处理后将出口刀闸断 开，作跳合闸试验合格后方可重新进行并列操作；e 、手动断开关不成功，立即到就地打跳开关分相操作箱未跳闸相，并设法通过倒闸 操作将发电机主开关所在母线的其他负荷转移，用母联 212 开关将其与系统隔离；g 、在处理

16、过程中，若失灵保护动作使系统解列，立即消除故障点，尽快恢复系统正 常运行。防止发电机非同期并列的措施1. 发电机并列时的注意事项 发电机自动准同期并列应由技术熟练的巡检操作员操作，电气专业主、副值班员监护。发电机正常并列应采用自动准同期并列，若自动准同期装置检修或故障，经公司主管领导批 准同意后方可采用手动准同期方式并列；特殊情况下需进行手动同期并列操作时，应由对同期回路熟悉并了解开关合闸时间，能熟练 掌握合闸提前角度的主、副值班员执行操作。手动准同期并列操作时，同步表转速太快、跳动、停滞、摆动等情况下不准合闸并列；发电机同期并列时要检查其他开关的“ tk在断位，严禁将其他开关的“ tk同时切

17、至“投 入”位，否则可能引起电压互感器二次侧小开关跳闸或熔断器熔断；在投入同期装置前，检查 stk 在 “闭锁”位置；同期装置切换开关 1stk 必须在系统电压与发电机待并电压的频率查在 1 赫兹以内且电压相等 时方可切至“细调”位置；2. 防止发电机非同期并列的操作步骤待发电机定子电压为额定值后，将发电机主开关的 tk 切至“投入”位置；查同期装置闭锁开关 stk 在“闭锁”位置； 查发电机电压、频率与系统电压、频率一致，同期开关 1stk至“细调”位置； 将自动准同期切换开关 dtk 切至“投入”位置； 查自动准同期装置投入灯亮； 查发电机周波、电压与系统周波、电压一致； 查自动准同期装置

18、纽子开关在“试验”位置； 按下自动准同期“启动”按钮 qa； 查同步表在同步点时，自动合闸灯亮； 将自动准同期装置纽子开关切至“工作”位置； 在同步表指针转至提前一定角度时按下 qa； 查发电机主开关红灯闪光，发电机并列正常，无异常信号，复归发电机主开关把手至合闸后 位置；发电机并列后，应对发电机本体及一次回路进行详细检查。3. 自动准同期装置发生下列情况之一不得并列装置插件不完善或插件有故障时以及调试检修时； 装置运行指示灯、调节指示灯不亮或不正常时； 自动励磁装置故障或调压手段不能满足运行时； 由于各种原因不能满足发电机并列条件时； 装置电源部分故障或同步表故障以及 dtk stk 1st

19、k 发电机主开关 tk 开关故障时。防止水内冷发电机局部过热烧损的技术措施1. 为确保发电机线圈内冷水始终在合格范围内运行，加强发电机线圈及相关部件的温度监视和 跟踪分析，发现问题及时处理解决，防止发电机定 转子线圈由于局部过热而损坏。为此，特 制定本措施。2. 加强机组运行中的化学监督。 发电机定子线圈冷却水水质必须符合下列规定： 水 质：透明纯净，无机械混合物； 导电度：小于微西 / 厘米； 硬 度：小于 2 微克当量 / 升；ph 值：； nh3 值：微量； 含铜量： 200 微克/ 升。化学按规定每班分析内冷水水质，内冷水水超标时加强化验次数，各值值长加强督促管理并及 时汇报有关主管领

20、导。试验室应定期的对 #14 机组内冷水含铜量进行测定 , 跟踪检测，依据内冷水水质各项指标的变 化情况，综合分析判断，有效地控制内冷水水质在规定的标准范围内运行，防止内冷水系统的 结垢。3. 加强内冷水系统的运行维护 加强对内冷水压力、温度的监视和调整 ; 确保发电机的内冷水水压，温度在规定的范围内运 行。按规定每两小时抄发电机各部温度记录表，对所抄数据进行对比分析。 发电机主要部位的允许温度规定如下： 定子端部冷却元件出水温度不超过 80c； 定子铁芯齿、轭部温度不超过 120c； 定子线圈温度不超过 90c； 定子线圈出水温度不超过 80c。发现 da 各测点有异常或报警现象时，应及时联

21、系热工维修人员检查核实，确认报警正常。此 时，应及时汇报值长，值长应及时汇报有关主管领导。每班结合机组负荷变化情况检查分析一次定子线圈进出水温差的变化情况及定子线圈槽内温度 和出水温度各测点的变化情况有无异常现象；并做好记录，为综合性跟踪分析提供可靠依据。定子线棒层间最高与最低温度间的温差达 8c时或定子线棒引水管出水温差达 8c时应报警，及 时查明原因，此时可降低负荷。定子线棒温差达 14c或定子引水管出水温差达 12c，或任一定 子槽内层间测温元件温度超过 90c或出水温度超过 85c时，在确认测温元件无误后，应立即停 机处理。加强对 fjr1 型发电机绝缘过热监测装置的检查维护，掌握其正

22、确的使用方法，发挥其原有的重要作用。发电机绝缘过热监测装置报警时，应立即取样进行色谱分析，必要时停机进行消缺处 理。当发电机负荷在运行中超限时，将使内冷水出水温度升高，在发电机空气冷却器冷却能力不变 的情况下，进水温度随着出水温度的升高而升高。此时，应将发电机负荷调节至正常范围。 发电机的进风温度升高时，将使发电机的机内温度升高，也使定、转子绕组的环境温度升高， 因而使发电机的出水温度升高并影响进水温度。在进行运行分析时，应重点注意铁芯温度是否 升高，因在相同工况下风温的升高肯定会使铁芯温度升高。确定确实是由于风温升高的影响 后，可调节发电机氢冷器冷却水的进水是进风温度恢复正常。如果氢冷器已无

23、调节余地，则只 能根据发电机其他温度情况适当调节发电机负荷。发电机定子铁芯温度的限额为：齿部 120c,轭部 130c。在正常情况下，铁芯温度的高低取决 于进风温度。运行中要加强监视。当铁芯个别部位的温度升高时，可查对一下该部位邻近点的 温度是否也有不同程度的升高。若铁芯温度持续上升，说明机内有故障，必须尽快停机处理。 因为降低定子电流对降低铁芯温度的作用是微小的。4. 督促落实相关技术措施的贯彻执行认真贯彻执行qfs 300-2 型汽轮发电机定子反冲洗技术措施,充分利用停机时间,安排 好定子线圈反冲洗工作。对内冷水系统日常应进行的工作，加强督促检查把工作落在实处。责任到位，管理到位。指定专人

24、负责对发电机定子绝缘进行全面的、长期的综合性地跟踪分析，及时发现问题，及时 解决处理。指定专人负责牵头，定期组织进行发电机定子绝缘状况分析会，有目的，有议题的专项分析讨 论；提出针对性较强的解决处理方案，供上级领导决策。对发电机定子绝缘方面发现的问题 , 应及时和有关部门主动联系，发挥大家的群体能力及早控 制；防止发电机定子绝缘的恶化，杜绝造成发电机定子绝缘损坏的扩大事故。防止发电机定子绕组端部松动的反事故措施1. 为了防止发电机定子绕组端部松动，从而引起相间短路故障的发生，特编制本措施。2. 每次大小修时，应认真检查定子绕组端部线圈的磨损、紧固情况。具体检查项目如下： 端部蓝形绕组无变形、松

25、动；各部绑绳、垫快无松动、位移、变形； 鼻端环形绑绳牢固，无变形、松散、位移； 端部压板紧固，无松动、位移、变形；压板螺栓及保险垫片无转动； 检查有无绝缘磨损的痕迹，如有应查找产生磨损的根源，并予消除； 端部环形引线应绑扎牢固，接触密实，无松动、位移； 引线与出口母线排连接牢固，母线排固定良好。3. 发电机在大修时应做定子绕组端部振型模态试验，发现问题应采取针对性的改进措施。对模 态试验频率不合格（振型为椭圆、固有频率在 94115hz 之间）的发电机，应与制造厂联系， 进行端部结构改造，直至模态试验合格。4. 当发电机承受近端短路后，应该打开发电机端盖，对发电机端部绕组做认真细致的检查，检

26、查项目如上述第 2 款，发现异常必须进行处理。5. 当发现存在 100h 比右的椭圆振型，而端部检查未发现异常，又不具备改变端部结构的条件 时，应该加装端部振动在线监测装置，以便及时发现端部绕组的松动，并进行处理。防止发电机内冷水路堵塞的反事故措施1. 为了防止发电机内冷水路堵塞，使绕组绝缘局部过热，进而导致绝缘损坏，发生接地、相间 （匝间）短路故障，特制定本措施。2. 正常运行时，严格控制发电机内冷水水质符合下列规定： 水 质：透明纯净，无机械混合物； 导电度：小于微西 / 厘米； 硬 度：小于 2 微克当量 / 升； ph 值：； nh3 值：微量； 含铜量： 200 微克/ 升。3. 水

27、内冷系统中的管道、阀门的橡胶密封圈应全部使用聚四氟乙烯垫圈，不能使用橡胶垫圈。4. 每次大小修时，应对定子线棒进行反冲洗。反冲洗系统的所有钢丝滤网应更换为激光打孔的不锈钢板新型滤网，防止滤网破碎进入线圈。5. 每次大修时，对水内冷定子、转子线棒应分路做流量试验，发现异常的必须进行彻底的处理。6. 扩大发电机两侧汇水母管排污口，并安装不锈钢法兰，以便清除母管中的杂物。7. 水内冷发电机水质应严格控制规定范围。8. 严格保持发电机转子进水支座石棉盘根冷却水压低于转子内冷水进水压力，以防石棉材料破损物进入转子分水盒内。9. 在大小修时，应对内冷水箱内部进行检查和清扫，并检查水箱密封件有无损坏和异常。

28、10.运行中加强监视定子线棒层间测温元件的温差和出水支路的同层各定子线棒引水管出水温差。温差控制值应按照以下限额执行：定子线棒层间最高与最低温度间的温差达 8c,或定子线棒引水管出水温差达 8c时应报 警，应及时查明原因，此时可降低负荷。11.当定子线棒温差达 14c或定子引水管出水温差达 12c，或任一定子槽内层间测温元件温度 超过 90c,或出水温度超过 85c时，在确认测温元件无误后，应立即停机处理。防止发电机内冷水漏水的反事故措施1. 为了防止发电机内冷水漏水引起发电机事故，特制定本措施。2. 每次发电机大小修时，应重点应对绝缘引水管进行检查，检查项目如下： 引水管外观无变形、裂纹、焦

29、脆、伤痕；水管管壁无磨损、变薄； 引水管之间、引水管与端盖之间、引水管与发电机端部出线之间应保持有足够的距离； 引水管与汇水管连接牢固，无松动、位移； 引水管与定子线圈鼻部连接牢固，无松动、变形；3. 每次大小修时，应做定子水路的耐水压试验，水压试验不合格的必须查找原因进行处理。4. 每次大修时，应做转子水路的耐水压试验，水压试验不合格的必须查找原因进行处理。5. 定子绝缘引水管应采用强度高、寿命长的钢丝内衬塑料王管，使用其他材料的必须在大修时 安排更换。6. 转子引水管应采用强度高、寿命长钢丝编制护套的复合绝缘引水管，使用其他材料的必须在 大修时安排更换。7. 转子绕组拐角应采用强度高、耐腐

30、蚀的不锈钢拐角，使用其他材料的必须在大修时安排更 换。8. 每次大小修时，应对发电机高阻检漏仪、检漏板、湿度差动检漏仪进行检查和试验，确保能 够正常工作。9. 运行中，要做好高阻检漏仪、湿度差动检漏仪的维护工作，防止其误动作。10. 当发电机检漏设备报警，并经过检查确认机内漏水时，应立即停机检查，查明原因进行彻 底处理，并经过水压试验合格后方可再次启动发电机。防止变压器着火的反事故措施1. 我公司的变压器中， 除主厂房内的变压器为环氧树脂浇注的干式变压器外，主变、备变、 厂高变及外围厂用变压器大部分为油浸电力变压器 。油浸电力变压器主要由铁芯、线圈、油 箱、散热器、绝缘套管、防爆管（安全气道）

31、、油表和吸湿器等部件组成。油浸电力变压器内 部的绝缘衬垫和支架，大多采用纸板、棉纱、市木材等有机可燃物质，并有大量的绝缘油， 变压器内部一旦发生严重过载、短路，可燃的绝缘材料和绝缘油就会受高温和电弧作用，分 解、膨胀以致气化，使变压器内部的压力急剧增加，重则造成外壳爆炸，大量喷油，燃烧的油 流又进一步扩大了火灾危害，使厂用电甚至系统停电，影响正常生产和生活，造成巨大的损 失。2. 变压器着火的原因 变压器超负荷运行，引起温度升高，造成绝缘不良，变压器铁芯叠装不良，芯片间绝缘老化， 引起铁损增加，造成变压器过热。如此时保护系统失灵或整定值调整过大，就会烧毁变压器。 变压器线圈受机械损伤或受潮，引

32、起层间、匝间或对地短路：或硅钢片之间绝缘老化，或者紧 夹铁芯的螺栓套管损坏，使铁芯产生很大涡流，引起发热而温度升高，引发火灾。变压器油箱、套管等渗油、漏油，形成表面污垢，遇明火燃烧。 线圈内部的接头、线圈之间的连接点和引至高、低压瓷套管的接点及分接开关上各接点，如接 触不良会产生局部过热，破坏线圈绝缘，发生短路或断路。此时所产生的高温的电弧，同样会 使绝缘油迅速分解，产生大量气体，使压力骤增，破坏力极大，后果也十分严重。导线接触不 良主要是由于螺栓松动、焊接不牢、分接开关接点损坏等原因造成的。油浸电力变压器的电流，大多由架空线引来，很易遭到雷击产生的过电压的侵袭，击穿变压器 的绝缘，甚至烧毁变

33、压器，引起火灾。3. 防止变压器着火的措施 加强检查、测试变压绝缘情况，确保各部绝缘良好，保证运行变压器额定电压与电源电压一 致。加强引、接线的检查、维护，要注意接线牢固，接地可靠，变压器线圈的接头大部分采用焊接 方祛连接，焊接前必须将焊接面清洗干净，焊接后认真检查焊点质量，以防运行时焊点脱落引 起事故。要加强检查、调整运行中变压器的电流、电压，防止变压器过负荷运行。要加强对变压器各部件的检查，发现有破损、漏油等异常现象及时处理，检修还应特别谨慎， 不要损坏绝缘，检修结束后，应有专人清点工具（以防遗漏在油箱中造成事故），检查各部 件，测试绝缘等，确认安全可靠才能运动。要注意引线的安全距离，防止

34、由于距离不够而在运 行中发生闪络，造成事故。控制油温度在 85 摄氏度以下，对油定期抽样化检，发现变质或酸量超过规定值时要及时处 理。油浸变压器室应采用一级耐火等级的建筑，门应为非燃烧体或难燃烧体，且门应向外开启。一 个变压器室只能设一台油浸变压器，且容量不应超过 400 千瓦。变压器室不应布置在人员密集 的场所的上面、下面或贴邻主要疏散出口的两旁变压器室内应有良好的自然通风，室内温度不 应超过 45 摄氏度，如果室温过高，可开启通风设备进行通风。室内不允许堆放其它物品，并 应保持清洁，地面无油污和水。干式变压器其内部构造、原理与油浸电力变压器一样，虽然取消了变压器油，但变压器电气性 能上的火

35、灾危险性依然存在，而且环氧树脂本身是可燃的，当变压器内部发生故障时，仍会在 一定程度上发生燃烧。加强变压器的冷却系统的检查，按规定定期进行试验，发现异常及时联系检修人员处理，确保 冷却系统经常处于良好运行状态。值班人员要加强火灾报警装置的检查、维护，发现异常要及时到就地检查。若属于报警装置误 报警，要及时联系维修人员处理，同时作好值班记录。确保火灾报警装置经常处于良好的运行 状态。严禁发现报警装置误报警后，复归信号，不作值班记录、不联系维修人员处理的现象发 生。定期检查、试验主变消防水、喷淋装置，水压压力正常、喷淋装置自动投入正常。防止大型变压器损坏和互感器 爆炸事故的反事故措施1. 为了防止

36、大型变压器损坏、互感器爆炸事故的发生，根据关于“变压器类设备管理规定” 的通知（电安生 1996589 ）、及防止电力生产重大事故的二十五项重点要求（国电发 2000589 ）的有关规定，特制定本措施。防止大型变压器损坏事故1.1.1加强变压器投入运行前的外部检查。检查一次回路中的所有短路接地线、短路线均应拆 除，断开接地刀闸；常设遮栏和标示牌应按规定设置妥善；储油柜和充油套管的油位、油色应 正常，无渗、漏油现象；油箱本体、油枕、瓦斯继电器及接缝处应不渗油；核对分接开关就地 与集控位置指示一致；冷却装置运转正常，冷却器控制箱内及集控室无异常信号。1.1.2变压器投入运行前均应测其绝缘电阻值，高

37、压侧电压在6kv 及以上者应用 2500v 摇表进行测定，其绝缘电阻值不低于 300 兆欧（20c），吸收比高压侧电压在及以下者应用 500v 摇表进行测定，其绝缘电阻值不低于兆欧（20c），吸收比。绝缘电阻值不合格的变 压器严禁投入运行。1.1.3加强运行中变压器各表计的监视，定期抄录和分析有关数据，变压器的有关表计每小 时抄录一次。1.1.4运行中电压允许变动范围为额定电压的土 5%电压分接头不论在哪个电压档位置，所 加电压都不得高于该档电压的 105%1.1.5主变、启备变的上层油温不得超过 75c，最高不得超过 85c;启备变、厂高变的上层 油温不得超过85r，最高不得超过 95c。1

38、.1.6 #3、#4 主变冷却器在正常运行情况下不得少于 3 组，负荷超过 75%或主变油温超过55c启动两组辅助风扇。#1、#2 主变冷却器在正常运行情况下不得少于冷却器运行。厂高变冷却风扇正常处于备用状态。1.1.7主变、启备变正常过负荷以额定负荷的15%为限，厂高变正常过负荷以额定负荷的 25%为限，严格监视上层油温不得超过以上规定值。1.1.8 存在较大缺陷的变压器不准过负荷；全天满负荷运行的变压器不宜过负荷。变压器过负 荷运行前应投入全部冷却器。1.1.9 主变、启备变在投运或停运操作中必须合上中性点接地刀闸，防止操作过电压。1.1.10启备变属于分裂变压器，其低压侧不能长期单侧运行

39、，特殊情况下其负荷不得超过本 侧线圈的额定容量，高压侧不得超过额定容量的二分之一。1.1.11启备变、有载调压开关不允许一次调节数档，等电压趋于稳定后在进行下一电压档位 调节，防止有载调压开关接点烧坏。1.1.12 严禁变压器无保护运行，按规程规定接班、中间检查各保护压板投入正常，若需 退出某一保护必须经生产技术部工程师批准后方可执行。1.1.13 变压器运行中发生规程规定需紧急停运11 条之一者，应立即停运。1.1.14 变压器运行中发生异常信号，立即进行检查处理，及时汇报有关领导，同时通知检修 人员检查处理。1.1.15 严格执行交接班制度、定期巡回检查制度和定期切换制度，发现问题及时汇报

40、，联系 检修人员检查处理。1.1.16 变压器运行中轻瓦斯继电器发信，应立即联系维护人员检查瓦斯继电器内部有无气 体，若有气体应取气体进行化验分析，根据分析结果及时汇报有关领导，做出处理措施。1.1.17 变压器故障的判断标准及性质的鉴别方法：按电气设备交接和预防性试验标准的规 定，以总烃、乙炔、一氧化碳、二氧化碳等浓度作为判断指标。正常时，变压器内部油中氢和 烃类气体含量一般不应大于表1-1 数值。表 1-1气体组份总烃乙炔氢油中溶解气体的正常值:含量（ppm1005100（c2h）（以上三者总称 c2）四种气体的总和。简写 c +c2。2、表中数值不包括气体继电器气咀放出的气体。当一种或几

41、种溶解气体的含量超过表 1-1 所列正常值时，一般可利用表 1-2 判断故 障性质。表 1-2 判断故障性质的特征气体法:序号123故障性质一般过热性故障严重过热性故障局部电放特征气体的特点总烃过高，c2h25ppm 但 c2h2未构成总烃的主要 成份，h2含量高总烃不咼，h2100ppm ch 占总烃中的主要成 份主变油温超过 55c启动一组辅助风扇。在环境温度高的情况下或满负荷运行下，可全部投入2 组，负荷超过 75%或注：1、总烃包括：甲烷（ch 简写 c）、乙烷（ch）、乙烯（c2h）、乙炔45火花电电 弧放放总烃不咼，c2h210ppm hfc 含量咼总烃咼，c2h 咼并构成总烃中的

42、主要成份，h2含量高电1.1.18 当运行中变压器的上层油温突然升高时，应从以下几方面进行分析处理:(1) 首先应检查变压器的负荷和冷却温度是否发生较大幅度的变化，并根据以前记 录，与在这种负荷和冷却温度下同工况的应有油温进行比较。(2)(3)(4)查分析。1.1.19 油位异常的处理：(1)油位过高产生的主要原因：变压器长期受高温的影响，油受热膨胀，造成油位上 升；加油时油位偏高较多，一旦环境温度明显上升时，引起油位过高。变压器油位过高时，要 引起溢油，检查中发现油位偏高时，应及时通知检修人员处理。(2)油位过低产生的主要原因：变压器漏油；原来油位不够，遇有变压器负荷突然降低或外界环境温度明

43、显降低时。当变压器油位低于瓦斯继电器时，瓦斯继电器将动作报警。 如油位低于变压器上盖，贝 u 使变压器引线暴露在空气中，不但降低了绝缘能力，可能产生闪络 放电。油位的继续降低将使铁芯甚至线圈与空气直接接触，后果更为严重。因此遇有变压器油 位明显降低时，应设法尽快使油位恢复正常，如果是漏油严重而导致油位明显降低，严禁将瓦 斯保护由跳闸改投信号，同时必须迅速消除漏油途径，并恢复正常油位，否则将变压器退出运 行。1.1.20 冷却系统故障的处理：冷却系统发生故障时，可能迫使变压器降低容量，严重者可能 被迫停用甚至烧毁变压器。对强迫油循环风冷变压器，发生冷却装置故障时，在额定负荷下允 许运行 20mi

44、n，但密切监视上层油温不超过 75c。如果 20min 内不能恢复冷却器运行，则应停 用变压器。据分析、检查情况做出相应处理。(1)如果是变压器油位过低引起，应设法消除并恢复正常油位。（2）如果瓦斯继电器内无气体，则应考虑二次回路故障造成误报警，这时应将重瓦 斯保护由跳闸改投信号，并通知继电保护人员处理，正常后方可重新投入跳闸。（3） 变压器外部检查正常，信号报警是由于瓦斯继电器内部气体积聚引起时，应记 录气体数量和报警的时间，并收集气体送化学鉴定，然后根据鉴定结果作出相应处理： 气体无色、无嗅、不可燃者为空气。应放出空气，并注意下次发信号的时间间 隔，若间隔逐渐缩短，且短期内查不出原因，应停

45、用变压器。 如气体可燃且色谱分析不正常，说明变压器内部有故障，应立即停用变压器。 气体为淡灰色有强烈臭味且可燃时，可能为变压器内部的绝缘材料故障，应立即 停用变压器。 如气体为灰黑色或黑色且可燃，可能为变压器油分解引起变压器铁芯烧坏，应立 即停用变压器。 如气体为微黄色，且燃烧困难，可能为变压器内木质材料故障，应立即停用变压1.1.21 瓦斯保护报警的处理：运行中的变压器发生瓦斯保护报警时，运行人员应立即分析和 到现场检查，根检查变压器冷却装置是否发生故障，如风扇、潜油泵是否正常运转。如有故障应 及时消除。同时核对表计及其回路是否正常。故障消除前，应相应降低变压器的负荷。在比较分析后发现油温较

46、正常情况高出 10c以上时，如果冷却装置和表计均正常，则应怀疑变压器内部发生故障的可能，应设法停用变 压器，进行检器。1.1.22 变压器运行中遭受到近区突发短路后，应联系检修做低电压短路阻抗测试或频响法测 试绕组变形，并与原始记录比较，判断变压器无故障申请总工同意后，方可投运。防止互感器爆炸事故1.2.1当发变组、厂高变、启备变的电流互感器、电压互感器或其二次回路发生故障而使保护发异常信号时，对主要保护可能引起机组或变压器跳闸者应立即汇报生产技术部同意后方可退出该保护，联系检修人员立即处理，若使仪表指示异常时，应尽可能不改变设备的运行方式和 运行参数，根据其他仪表的指示对设备进行监视，并立即

47、查明原因迅速消除故障。1.2.2电流互感器、电压互感器高压侧有损伤的痕迹或有冒烟的现象时，对发变组、厂高变、启备变需要停运者，可立即申请生产技术部同意后停运，将故障的互感器隔离。不可用拉 开刀闸或去取下保险的办法切除故障的互感器。1.2.3任何情况下，电压互感器二次侧不能短路；电流互感器电流互感器不能开路。124 互感器发生下列情况之一时应紧急停运：高压熔断器熔断两次；互感器内部有放电 声或其他噪声；互感器产生绝缘臭味、冒烟或着火；充油互感器严重漏油看不见油位； 干式互感器外表严重变色、过热、线圈绝缘脆化脱落。2005 年 5 月#1 机组 ups 主回路故障小旁路运行的措施为了确保#1 机组

48、在 ups 装置逆变器故障致主回路停运，小旁路运行的方式下安全可靠运行，防止由于 380vib 段、保安ib2失电或在启、停设备及厂用电系统重大操作时引起 380vib 段、保安ib2段电压波动而造成 ups 旁路电源失电事故，特制定下列措施：1、 #1 发-变组并网时应严格按照运行规程规定，尽可能调整发电机的电压、频率与系统 一致，以减小冲击。2、 #1 机组厂用电切换时，应尽量减小同期点两侧的电压差，必要时可通过调节发电机 出口电压以及其他可行的方式来减小电源并列时的冲击。3、 加强#2 低压厂用工作变、380vib 段、保安ib2段母线及附属设备的巡回检查力度， 发现异常及时汇报。4、

49、如 380vi b 段、保安ib2段上负荷发生故障跳闸，无论有无明显故障象征，均必须对 该负荷回路作全面详细检查，测量绝缘电阻合格后，才能送电。5、 加强 ups 的巡检，发现异常及时汇报，并联系检修处理。6 各值做好 ups 装置失电的事故预想。7、如发生 ups 失电，应立即检查故障原因，隔离故障点，尽快恢复运行。8、 如静态开关故障，可切至大旁路运行，但此时必须密切监视并及时调整压。9、 在 ups 系统故障未恢复期间，非经值长同意，运行人员不得在作。10、运行值班员每班检查 ups 室空调机的运行情况，保持室温在正常范围。如空调机有 异常，须及时联系检修处理。11、#1 机组 ups

50、系统相关缺陷，维修部(筹)应及时处理。12、各值电气主值与维修部热工人员联系，共同检查各热工控制系统电源运行情况，确保备用 电源处于良好备用状态。2005 年 5 月防止电缆着火的反事故措施1. 根据火力发电厂与变电所设计放火规范(gb50221996)和防止电力生产重大事故 的二十五项重点要求中的规定，避免机组电缆着火事故发生，特制定本措施ups 面板上进行任何操ups 系统输出 电2. 主厂房内架空电缆与热体管路应保持足够的距离，控制电缆不小于，动力电缆不小于1m。3. 在电缆密集敷设的地方，如电缆半层间、电缆隧道、电缆沟内，不得布置热力管道、油气管 及其他可能引起着火的管道和设备。4.

51、在主厂房、输煤、燃油及其他易燃易爆场所敷设电缆时，应选用阻燃电缆。5. 控制室、开关室、计算机室等通往电缆夹层、隧道、穿越楼板、墙壁、柜、盘等处的所有电 缆孔洞和盘面之间的缝隙，必须采用合格的不燃或阻燃材料封堵。6. 技术改造和扩建工程对原有电缆封堵设施造成损伤的，应及时恢复封堵。7. 靠近高温管道、阀门等热体的电缆应有隔热措施，靠近带油设备的电缆沟盖板应密封。8. 应尽量减少电缆中间接头的数量，特别是动力电缆在电缆半层间、电缆隧道内不得有中间接 头。动力电缆的中间接头必须按照相关的工艺要求进行制作，并经过质量验收合格后方可投入 使用。9. 电缆竖井、电缆隧道和电缆沟应分段做放火隔离，对敷设在

52、隧道和厂房内架构上的电缆，要 分区、分段采取可靠的隔热阻燃措施。10. 加强电缆设备的巡回检查 加强电缆沟、电缆夹层的检查，每月巡回检查四次，每次间隔一周时间，发生电缆沟水淹、天 气炎热气温上升等情况时，应增加巡查次数。每月三日、十八日由设备管理部人员巡查，每月十日、二十六日由发电运行部人员巡查。 设备管理部定期巡回检查日若遇星期六向前推一天；若遇星期日向后推一天。发电运行部每月十日的定期巡回检查由运行值中班进行；二十六日由运行部管理人员进行巡 查，若遇星期六、星期日向前或向后推一天。巡查的主要项目：电缆沟、电缆夹层照明是否完好，有无灯泡、灯具损坏现象；电缆沟有无积水、积油、堆积易燃杂物现象；

53、各类电缆有无局部过热、放电现象；各类电缆保护层有无被老鼠啃咬现象； 火灾报警装置有无损坏现象；电缆沟、电缆夹层防火墙、防火门、防火隔板、防火封堵是否完好，有无损坏现 象；电缆沟各排水口是否畅通，有无堵塞现象。巡查注意事项：电缆沟定期巡回检查必须俩人进行；进入电缆沟前应穿绝缘靴，并检查绝缘靴良好；巡回检查前必须将电缆沟照明全部投入；巡回检查必须按指定的路线进行巡视；进行巡回检查必须带两把手电筒，进入电缆沟前应检查手电筒完好；遇有危及人身安全的情况应原路撤回，并立即汇报值长及有关领导；每次巡回检查完后要将电缆沟、电缆夹层照明关闭；巡视结果的处理10.7.1 电缆沟、电缆夹层巡回检查中发现大的问题应

54、及时汇报并作好记录。运行部、维修部应 根据巡视结果，采取对策消除缺陷。10.7.2 电缆沟、电缆夹层巡回检查中发现小的缺陷应及时汇报并联系维修部及时处理，作好处 理记录。2005 年 5 月 保厂用电措施及事故处理预案根据国投华靖电力股份有限公司转发国家电力监管委员会电监安 200511 号文转 发国务院办公厅关于印发国家处置电网大面积停电事件应急预案的函的通知要求。为了 在发生电网事故，导致电网崩溃和大面积停电的情况下，确保我公司厂用电的安全供电， 使四台 300mv 发电机组安全停运以避免重大设备损坏事故，并使机组能够在最快的时间内 重新启动并网，特制定国投曲靖发电有限公司保厂用电措施及厂

55、用电失电事故处理预 案并下发执行，请生产各部门认真组织员工进行学习，并对相关的系统、设备、装置进 行全面检查。对发现的问题及时制定有效的整改措施，逐项整改；对发现的重大事故隐患 及时制定措施，并上报生产技术部和公司主管副总经理，经公司决策后限期解决。一、组织措施：公司成立保厂用电领导小组，负责全面指挥、协调保厂用电的工作，并监督保厂用 电工作的开展，以形成长效机制。下设保厂用电工作组于生产技术部，负责保厂用电工作 的协调和开展。1.领导小组组 长：石国才副组长：梁自红成 员：吴世元 道泽光 张平 李强 郑江 许德红2. 保厂用电工作组组 长：梁自红副组长：吴世元 道泽光 张平 李强 郑江 许德

56、红运行负责人：张平 许德红检修负责人：李强 郑江成员：各值值长 值长助理 四部门电气专工 各值电气主值 电气检修班班长 继电 保护班班长二、保厂用电的技术措施：1. 加强设备的定期切换试验制度的落实，具体安排如下： 每班进行发电机及发电机碳刷的检查，如有过短的碳刷及时联系检修处理； 每周二白班进行柴油机启动试验；确保柴油机随时处于热备用状态； 每月二日进行事故照明切换试验；每月四日中班进行快冷装置绝缘测试并记录；每月定期进行备用高低压电动机测绝缘；并由其他相关专业完成电机的定期启动或切换；6kv 和 380v 配电室的门窗应严密 , 防止煤粉和潮气侵入 , 配电装置应经常清扫 , 保持清洁；

57、配电室有可靠的防止小动物进入的措施和设施。2. 每班进行 ups 不停电电源的定期检查；并按制造厂家要求配备专用的的蓄电池组或直流 电源，确保在厂用电失去或中断时，能无扰动进行切换；3. 加强开关、刀闸的运行管理，发现开关、刀闸分、合不到位或运 行中发生过热等异常现象及时联系检修处理；4. 加强对发 -变组、厂用系统及厂用备用电源保护、自动装置的检查各保护屏无异常信号 报警，保护、自动装置电源正常所有保护压板按规定投入正常， 确保各级保护、自动装 置安全、可靠动作，避免误动、拒动现象；5. 对直流系统的保险进行检查整定，合理配置保险容量，保证在事 故情况下保险不越级熔断而导致保护、控制电源、直

58、流油泵电源中断；6. 做好蓄电池的维护管理，定期检查测量蓄电池的整组电压和单体电压等各项参数，使其 处于良好的充电状态，每年定期做电池组的核对性放电试验。使其保持良好备用状态；7. 确保通讯电源正常，并定期做好通讯设备的备用电源切换试验，防止因通讯电源中断延 误事故处理时间而扩大事故；8. 严格按电气运行规程所规定的的厂用系统正常方式运行，加强监视各种参数在规定 的范围内运行。厂用系统倒闸操作时不得违反倒闸操作原则；9. 加强 220kv/500kv 系统的正常运行监视和维护工作，并采用最可靠的运行方式，确保启备变电源正常。对开关、刀闸发生的缺陷、异常要及时联系检修处理并作好记录，当值值 班人

59、员做到心中有数，同时汇报主管领导；10.加强对两台启动备用变压器的监视、维护工作，检查变压器油色、油位、冷却风扇、压 力释放阀、瓦斯继电器、两路冷却电源是否正常，所有保护是否按规定要求投入。11.加强对 6kv 公用 01、011 段母线电压监视，检查备用开关是否处于良好备用状态，有无拒合、分闸现象，发现问题及时联系检修人员检查处理；12.加强对 380v 保安备用电源、柴油发电机的检查、维护工作。确保柴油机热备用良好，油箱油位正常；各联锁保护压板投入正常，1zkk 2zkk 3zkk 开关处于联动备用状态，无拒合、分闸现象。并定期联系检修做好柴油机的保养工作；做好保安电源的切换试验和 柴油机

60、的启动试验；13.发电机运行中必须投入自动励磁装置，备用励磁装置或系统必须保持完好，随时可以投 入运行；14.所有电气倒闸操作严格执行“两票三制”。三、厂用电失电事故处理预案总的要求在厂用全停电事故情况下，保厂用电工作组组长、运行和检修负责人应亲临现场指 挥，认真听取汇报，对事故现象认真分析，做出安全、可靠的处理方案。当值值长在厂用全停电事故发生情况下，应及时向保厂用电工作组和公司保厂用电工 作领导小组汇报，汇报时要将事故原因、现象及当时所存在的问题汇报清楚。事故处理 过程中，生产面所有部门、单位的人力、物力资源必须无条件服从保厂用电工作组组长 的调配和安排；现场事故处理由当值值长全面负责指挥