余热电站电气设备异常及事故处理应急预案

1、霍煤鸿骏电力分公司余热电站电气设备异常及事故处理应急预案审核：李延东 编制：刘 庆霍煤鸿骏电力分公司余热电站规章制度控制表制度名称霍煤鸿骏电力分公司余热电站电气事故处理应急预案制度编号电力分公司余热电站-2013-05版本签发日期下次评估时间起草人部门审核分管领导审核签发人是否修订20132013.72014.7刘 庆李延东本预案的主内容本预案编制的主要内容是余热电站电气各种事故发生后的现象、原因及处理。解释部门电力分公司余热电站实施己完善执行人电力分公司余热电站主任一.目的为提高运行人员事故处理能力，保证人身及设备的安全，最大限度减少事故损失，特制定本预案。二.编制依据依据电业安全工作规程、

2、余热电站运行规程制定本预案。三.适用范围本预案适用于霍煤鸿骏电力分公司余热电站电气专业。四.事故处理原则：1.正确判断事故原因，消除根源，限制事故发展。2.解除对威胁人身和设备安全的危险。3.应设法保证厂用电电源。4.事故发生后，值班人员应沉着、冷静、迅速地根据表计指示及保护动作情况判断原因，及时处理。5.事故发生后，DCS画面和保护装置上显示故障信息及光字牌不要急于复归，应相专业汇报并联系检修确认。（1）如果在交接班时发生事故，而交接班的签字手续尚未完成时，交班人员应留在自己的工作岗位上，由接班人员协助处理事故。（2）凡不是参加处理事故的人员，禁止进入发生事故的地点，事故时只准许参加处理事故

3、的人员和主管领导进入、停留在事故地点或主控室内。五组织机构组 长：余热电站主任。副组长：余热电站副主任。成 员：余热电站运行及检修各专业专责、长检项目部经理、远大脱硫项目部经理。霍煤鸿骏电力分公司余热电站电气设备异常及事故处理应急预案一发电机跳闸事故处理预案现象：1.警铃响，DCS发电机保护动作信号来。2.发电机出口开关、灭磁开关跳闸。3.发电机电压升高，若灭磁开关跳闸，则发电机电压降至零。4.发电机有功、无功及定、转子电压、电流降至零。原因：1.发电机外部故障，如发电机出口母线或系统短路。2.发电机内部故障，如定子绕组短路或接地、转子绕组发生两点接地、着火等。3.值班人员误操作。4.保护装置

4、及断路器机构的误动作。5.汽轮机故障跳闸联跳发电机。6.整流三所动力变跳闸，发电机孤网运行不成功。处理：1.动力变跳闸，发电机孤网运行不成功应按照厂用电全停处理并立即启动柴油机，汇报碳素区调度、整流三所值班长。2.如发电机灭磁开关未跳闸，应立即按下盘前“灭磁开关紧急跳闸”按钮，跳开灭磁开关。3.检查发电机保护动作情况，并做好记录，汇报单元长，由单元长汇报碳素区调度、整流三所值班长。4.如果发电机主保护正确动作，应停机检查保护动作原因。将发电机出口开关摇至试验位，并将励磁系统各电源停电，检查发电机一次回路有无烧伤变形，测量发电机及电缆绝缘。6.发电机由于外部故障，引起过流保护动作跳闸，可不进行内

5、部检查，只进行外部检查即可重新并网。7.由于人为误操作造成发电机跳闸可不进行检查，即可将发电机重新并网。8.如因保护误动造成发电机跳闸，联系检修确认后，经单元长同意退出误动保护，将电发电机升压重新并网。9.如因汽机保护动作发电机跳闸，经检查发电机及附属设备无异常，待汽机处理好后重新并网。10.如跳闸原因不能确认，待单元长命令后，发电机先进行零起升压试验，在升压过程中检查三相定子电流表无指示，发电机无冒火、冒烟等情况则发电机可以重新并网运行，反之则停机检查及处理。二.发电机失磁事故处理预案现象：1.警铃响，发电机失磁报警信号来。2.无功表为负值，有功表降低。3.定子电流增大并波动，定子电压降低。

6、4.励磁电流、电压近于零并且波动。5.发电机失磁保护动作跳闸。处理：1.失磁保护动作跳闸，按事故停机处理。2.失磁保护未动作跳闸，立即拉开发电机出口开关及灭磁开关。3.检查发电机励磁系统有无明显故障，查明失磁原因，联系检修处理。4.失磁原因查清，待检修处理好后，发电机重新并网。三.发电机励磁回路一点接地异常处理预案现象：1.警铃响，DCS发“励磁回路一点接地报警”信号。2.转子两点接地保护投入时发电机跳闸。处理：1.检查励磁回路有无明显接地现象。2.确认励磁回路稳定性接地，汇报单元长。3.若转子回路接地，应请示单元长停机处理。4.转子回路一点接地时，如两点接地未投入应联系检修投入。四.发电机励

7、磁回路两点接地事故处理预案现象：1.励磁电流指示零或增大，励磁电压降低。2.无功指示降低。3.定子电流下降。4.发电机发生强烈振动。5.两点接地保护投入时，发电机可能跳闸。处理：1、保护动作跳闸，按事故停机处理。2、两点接地保护未投入时立即将发电机解列、灭磁。3、汇报单元长，联系检修处理。五.发电机振荡事故处理预案现象：1.定子电流、有功剧烈摆动。2.定子电压降低并摆动。3.励磁回路各参数在正常值附近摆动。4.发电机有鸣音，机组强烈振动，其节奏与表计摆动合拍。处理：1.适当降低发电机有功，增加无功，同时汇报单元长。2.如因发电机失磁引起，立即解列停机。六.发电机着火事故处理预案现象：1.发电机

8、内发生巨响，有油烟等物喷出。2.发电机出口温度升高。处理：1.发电机未跳立即解列发电机。2.汽机将发电机转速维持在300500转/分左右。3.检查厂用电运行是否正常。4.根据情况自救火，连接消防栓到机内消防水龙带，向机内通消防水，必要时通知消防队。5.将发电机停电，做好必要的安全措施。6.汇报单元长。七.发电机出口PT断线异常处理预案现象：1.DCS发“发电机PT断线”报警。2.与断线PT有关的保护被闭锁。3.发电机电压、有功、无功显示降低、为零或不变。4.发电机保护装置显示PT断线信号。5.励磁调节器主、从方式可能切换。原因：1.发电机出口电压互感器故障。2.电压互感器二次回路故障。3.电压

9、互感器一次保险熔断。处理：1.若发电机电压、有功、无功显示降低、为零则可能为2YH PT故障，维持机组负荷运行，不得调整有功功率和无功功率。2.若励磁调节器主、从方式切换则可能是1YH或2YH故障，从励磁调节器工控机上检查相应的故障信息。3.检查电压互感器二次小开关是否跳闸，如果跳闸，可试合一次，若试合不成功，联系检修处理。4.如果查明是由于PT一次保险熔断，应将该PT所带保护退出运行，励磁调节器切换另一套调节器工作。断开该PT二次开关，将PT小车拉出检修（带绝缘手套、做好防护措施）。将一次保险更换，检查PT无异常后将PT送电，投入二次插件，合上二次开关。测量输出电压正常后将所退保护逐一投运，

10、检查励磁调节器、保护运行正常，各参数指示正确。5.如为互感器故障，通知检修处理，同时运行人员加强监视。6.如2YH故障，记录退出时间，计算影响发电机电量。八.发电机非同期并网事故处理预案现象：1.在并列瞬间发生强烈冲击，定子电流突然升高，系统电压降低。2.发电机发生强烈振动和轰鸣声，定子电流和定子电压剧烈摆动，甚至引起发电机和系统之间的功率振荡。原因：1.自动准同期装置或同期回路故障。2.不符合同期并列条件。处理：1.立即紧急停止发电机运行。2.对发电机本体及主开关进行全面检查。3.发电机转动停止后，测量发电机绝缘及其有关的耐压试验，试验合格方可再次进行启动。4.由检修人员对同期装置进行检查并

11、校核，检查无误后方可启动同期并网。九.发电机进相运行异常处理预案现象:1.发电机无功变为负值。2.定子端部构件温度升高。处理:1.维持系统电压正常，保证系统稳定性，网上电压低时，禁止进相运行。2.进相运行时，维持发电机出口电压在±5%Un范围内，防止发电机静稳极限降低。3.保证发电机空冷器系统运行正常，发电机风温不能超过规定值。4.监视定子温升不超规定，尤其是定子端部温度不超过120度。5.发电机在任何有功负荷状态下进相运行，功率因数都不能低于0.8（滞后）。6.如果温度、温升将要超过规定值，应减小进相深度，适当手动增加励磁电流，使功率因数高于0.8（滞后），保持各点温升不超限。7.

12、发电机进相运行期间，各部分温度、温升超过运行限额，手动增加无功负荷，但必须保证无功参数不能超过额定值。8.发电机进相运行期间，发电机定子电压、定子电流不能超过运行限额，否则联系调度减少有功。9.发电机进相运行期间，10kV厂用母线电压不能低于9.9kV，否则停止继续降低无功负荷。10.发电机进相运行期间，出现失步振荡现象时，应立即增加励磁电流直至迟相运行。必要时减小有功负荷，仍不能拉入同步时，按照单元长令解列机组。十.机组受电网冲击异常处理预案现象：1.定子三相电流剧烈摆动，且有超过额定值的现象。2.发电机电压剧烈摆动，通常是电压降低。3.有功、无功大幅度摆动。4.转子电流在正常值附近摆动。5

13、.发电机发出与参数摆动相应的鸣响。原因：1.系统中线路开关或大容量发电机跳闸。2.发电机突然失磁。3.系统发生短路故障。4.汽轮机调速系统失灵。5.发电机非同期并列。处理：1.如为本机失步引起振荡，则本机的表计晃动幅度要比邻机激烈，且本机有功表摆动方向与邻机相反。如为系统振荡，则两台机表计同步晃动。2.如果振荡是由于发电机非同期并列或失磁引起，应立即解列发电机。3.若因系统故障引起发电机振荡，励磁投入自动方式下，强励动作同时，严禁人为干预。4.若励磁为手动方式运行，手动增加发电机励磁电流，但是发电机电压不能超出规定值。5.降低发电机有功功率，但不能使周波低于49Hz。6.汇报碳素区调度及整流三

14、所值班长，以取得协助，尽快消除振荡。7.经过上述处理，发电机仍不能拉入同步，立即解列停机。十一.发电机定子绕组一相接地异常处理预案现象：1.DCS、发电机保护屏显示“定子接地”信号。2.DCS显示发电机定子接地相电压至零，另两相升高为相电压的倍。处理：1.注意事项：在寻找接地时，必须穿绝缘靴，必须触及设备外壳金属构架等部分，应带绝缘手套等安全措施。2.对发电机一次系统进行全面检查有无明显接地点，并检查发电机空冷器是否漏水或结露。3.到10KV母线室检查各保护装置、母线消谐装置有无接地报警，如有接地报警的进行重点查找。4.根据报警信号确认是否是2YH一次保险熔断造成的假接地，此时应联系检修测量P

15、T开口三角是否有电压。5.若确定是发电机内部接地应立即解列停机。若接地点在发电机外部，运行时间不超过2h，超出规定时间停机检查。6.若确定不是发电机内部接地，经上述检查如仍未查出故障点，应询问整流三所10KV系统有无接地现象。十二.厂用电全停事故处理预案事故前运行方式：1.10KV1号线待10KV1、2段母线运行，2号线热备用。2.1号机或2号机运行或两台机全部停运。3.380V系统为标准运行方式。现象：1.正常照明熄灭，事故照明联投，DCS报警信号来。2.运行机组声音突变。发电机跳闸，联络线电流指示为零。3.10KV、380V厂用母线电压降为零。4.UPS自动切换至直流电源带出，柴油发电机自

16、启动。原因：1.联络线故障跳闸或铝厂侧动力变跳闸，发电机单带厂用电和碳素区负荷不成功。处理：1.检查柴油机自启动是否成功，否则手动启动柴油机运行，同时打开室内通风孔通风，如柴油机不能启动，检查原因并联系检修，柴油机启动后检查高温烟气挡板门配电箱是否带电。2.检查运行机组001或002开关及灭磁开关是否跳闸，否则立即拉开，并将开关摇至试验位，拉开开关的控制直流。如开关跳闸复位跳闸开关位置。3.检查运行线路101或102开关是否跳闸，否则立即拉开未跳闸线路开关。4.拉开1、2号低厂变、低备变、化水变高压侧开关，检查低压侧开关联跳，并将各段母线的BZT打至退出位。5.拉开热媒油MCC1号电源开关及2

17、号电源1、2开关并将开关摇至检修位置，防止热媒油柴油机反送电。6.检查跳闸发电机保护屏保护动作情况，退出保护屏“投非电量保护”压板，汇报单元长，并联系检修确认保护动作正确性。7.检查跳闸线路的保护动作情况，并联系检修确认保护动作正确性。8.检查直流及UPS系统运行是否正常，并设专人监视系统的运行情况。检查汽机直流润滑油泵自启动，否则就地手动启动。9.复位跳闸发电机励磁调节柜灭磁过压动作信号10.单元长汇报调度，发电机已跳闸，厂用电全停。11.若10KV1或2线路故障引起厂用电全停，将故障线路停电，汇报调度，准备用另一条线路恢复送电，同时联系检修，送电步骤如下：11.1联系动力确认故障线路碳素中

18、心配侧881或882开关确已分开。11.2检查故障线路本侧101或102开关确在开位，并将开关摇至试验位。11.3打开故障线路1011或1022刀闸五防电磁锁，拉开1011或1022刀闸。11.4检查10KV1、2段母线所有开关均在断开位置。确认10KV备用线路充电正常，联系动力准备恢复送电。11.5合上10KV1或2号线101、102开关，检查10KV1、2段母线充电正常，电压指示正常。11.6合上化水变高压侧105开关，检查变压器充电正常，合上变压器低压侧425开关，检查母线充电正常，通知化学已恢复送电。11.7合上1号低厂变高压侧103开关，检查变压器充电正常，合上变压器低压侧423开关

19、，检查母线充电正常，汇报单元长。11.8合上2号低厂变高压侧104开关，检查变压器充电正常，合上变压器低压侧424开关，检查母线充电正常，汇报单元长。11.9合上低备变高压侧110开关，检查变压器充电正常，合上变压器低压侧420开关，检查母线充电正常，投入各段母线BZT，汇报单元长。11.10检查直流系统充、UPS系统恢复正常供电方式正常。11.11检查柴油机自动停止运行。11.12单元长联系调度及动力分厂，发电机准备启动并网。12.若动力变跳闸或其他原因引起厂用电全停，应拉开运行线路、变压器所有未跳闸开关，待动力变送电后恢复厂用电，送电步骤如下：12.1待动力分厂通知动力变及碳素中心配母线已

20、恢复送电，同时确认1、2号线碳素中心配侧881、882开关确在合位，准备恢复送电。12.2其他操作同11.5-11.12十三.10KV厂用II段母线失电事故处理预案事故前运行方式：1.10KV1号线待10KV1、2段母线运行，2号线热备用。2.1号机或2号机运行或两台机全部停运。3.380V系统为标准运行方式。现象：1.DCS报警“1号炉引风机跳闸”信号。 2.2号低厂变失电，380VII段母线备用电源404开关联投。原因：1.10KVII段母线负荷故障，开关拒动造成越级跳闸。2.母线故障，保护正确动作跳开母联100开关。处理：1.如2号机组不能维持运行时，按发电机跳闸处理。2.1号引风机跳闸

21、，影响1号大窑不能运行时，1号机组按正常停机处理。3.发电机停机后，退出保护屏“投非电量保护”压板。复位励磁调节器柜灭磁过压动作信号。4.检查10KV母联保护动作情况，汇报调度及动力分厂，同时联系检修确认保护动作正确性。5.拉开2低厂变高压侧104开关，确认开关在开位并将104开关摇至试验位。6.检查10KVII段母线2号发电机002开关、1号炉引风机开关、母联100开关、2号线102开关确在开关，并将开关摇至试验位。7.检查10KVII段母线及各负荷电缆有无明显故障点，同时联系检修配合检查。8.如故障原因为母线故障引起，将10KVII段母线停电，布置检修安全措施，通知检修处理。9.如故障原因为负荷故障引起，造成母联100开关越级跳闸，将故障设备隔离，恢复10KVII段母线送电，送电步骤如下：9.1检查10KVII段母线所有负荷及电源开关均在试验位，母联1001刀闸及PT摇至试验位。9.2测量10KVII段母线绝缘合格。9.3检查10KV2号线充电运行正常。9.4确认10KV2号线确在开位，将102开关摇至工作位。9.5联系动力合上10KV2号线102开关。9.6检查10KVII段母线充电正常。9.7将10KV母联1001刀闸摇至工作位，确认母联100开关确在