发电厂集控电气运行专业管理制度及反事故措施汇编

1、 PAGE 1PAGE 54发电厂集集控电气气运行专业业管理制制度及反反事故措措施汇编编 为为进一步步落实“坚持预预防为主主，落实实安全措措施，确确保安全全生产”的要求求，完善善专业管管理规章章制度和和各项反反事故措措施，做做好专业业技术管管理工作作，更好好的推动动公司安安全生产产，有目目标、有有重点地地防止电电力生产产重大事事故的发发生，针针对公司司各台机机组设备备的实际际情况，并按照照防止止电力生生产重大大事故的的二十五五项重点点要 求求，制制定本制制度及反反措汇编编。 本汇编在公司司原有规规章制度度、反事事故措施施的基础础上，经经收集整整理和补补充完成成。自下下发之日日起，生生产各部部门

2、应认认真贯彻彻落实，不断提提高专业业技术管管理水平平，在管管理和设设备层面面增强防防范事故故的能力力，以防防止重大大事故的的发生和和不断提提高公司司安全生生产水平平。 在实施施过程中中，请发发电运行行部、设设备管理理部运行行、维护护人员及及各部门门电气专专业技术术人员及及时发现现并纠正正措施中中的不符符合项，提出改改进和完完善的建建议，以以使相关关的管理理制度和和反事故故措施更更趋完善善并能满满足公司司各台机机组安全全生产的的需要。第一篇 反事事故措施施 防止发发电机转转子绕组组发生一一点接地地故障的的措施1.3000MWW发电机机转子绕绕组概况况1.1 我厂#1、#2机组组转子励励磁回路路采

3、用三三机有刷刷励磁系系统#33、#44机采用用静态励励磁系统统。为了了防止发发电机转转子绕组组发生一一点或两两点接地地损坏转转子绕组组，特提提出以下下运行中中的注意意事项及及处理措措施。2.运行行中的注注意事项项及处理理措施2.1 调整发发电机无无功负荷荷时，注注意严密密监视AAVR、ABBB装置输输出电流流、电压压的变化化情况；发现有有异常变变化时，及时汇汇报有关关领导，以便研研究处理理。2.2 严密监监视发电电机转冷冷水温度度；转冷冷水每天天化验一一次，并并控制在在每立方方厘米55微西以以内，不不合格时时及时排排污。2.3 严密监监视#55、#66、#77瓦的轴轴振及瓦瓦振，振振动有明明显

4、变化化时，及及时汇报报有关领领导，超超出规定定值时，经确认认无误后后打闸停停机。2.4 正常运运行中每每班用发发电机高高阻检漏漏装置检检查一次次，并在在运行日日志及计计算机运运行日志志上做好好详细记记录。2.5 运行中中若发生生发电机机转子两两点接地地，造成成发电机机失磁或或无功负负荷大幅幅度摆动动，导致致发电机机失步；经确认认无误后后解列发发电机断断开励磁磁，打闸闸停机。2.6 若发生生转子两两点接地地，造成成失磁保保护动作作，立即即切换厂厂用电，减负荷荷打闸停停机。2.7 发电机机事故处处理中，应密切切监视其其它运行行机组无无功负荷荷的变化化情况及及2200kv、5000kv系系统的电电压

5、变化化情况；及时汇汇报总值值长，以以便协调调处理，并及时时汇报网网调。 2.8 每班加加强检查查发电机机、主副副励磁机机、整流流柜、AAVR、ABBB装置的的运行情情况，若若发现有有异音、异味，温度异异常升高高等异常常现象时时，及时时汇报有有关领导导，以便便研究处处理。防止发电电机定子子绕组发发生单相相接地故故障的措措施1.由于于我厂四四台3000MWW发电机机中性点点不采取取直接接接地方式式。因此此，在发发生“发电机机一点接接地”信号时时，应立立即查明明原因，尽快处处理。2.若一一点接地地是由于于发电机机定子线线圈及引引出线漏漏水引起起，应立立即将发发电机解解列，隔隔离内冷冷水通知知检修人人

6、员立即即处理。3.若一一点接地地是由于于内冷水水导电率率超标，应立即即通知化化学进行行换水，直至冷冷却水导导电率合合格，报报警信号号消失。在换水水时防止止发电机机断水。4.若一一点接地地是由于于主变低低压绕组组或厂高高变高压压绕组内内部一次次回路单单相接地地引起，应立即即将发电电机解列列，隔离离故障点点通知检检修处理理。5.当发发电机发发生单相相接地时时，因为为发电机机定子绕绕组及其其一次回回路存在在对地电电容，接接地点将将流过对对地电容容电流，该电容容电流可可能产生生电弧，如果电电弧是持持续性的的，同时时接地又又若发生生在发电电机内部部，就可可能损坏坏发电机机铁芯。因此，应尽快快停机处处理。

7、6.要正正确判断断是由于于发电机机出口PPT一次次保险一一相或两两相保险险熔断还还是真接接地。若若真接地地时，接接地相对对地电压压降低，而非接接地相对对地电压压升高，且线电电压三相相平衡。而PTT一次保保险一相相或两相相熔断造造成的假假接地，绝对不不会有对对地电压压升高现现象，且且线电压压也不平平衡。7.若发发生一点点接地信信号，应应立即到到就地检检查发电电机本体体及引出出线系统统有无明明显故障障点，应应设法消消除，若若无法消消除，应应在300分钟内内停机处处理。8.正常常运行中中要加强强对靠近近发电机机中性点点15%左右的的定子接接地保护护和靠近近发电机机机端995%的的定子接接地保护护装置

8、的的检查，发现异异常立即即联系继继保班检检查处理理。防止发电电机振荡荡和失步步的措施施1.发电电机振荡荡和失步步的原因因1.1 2200KV、5000KV系系统发生生短路故故障。1.2 发电机机励磁系系统故障障引起发发电机失失磁，使使发电机机电势剧剧降。1.3 发电机机电势过过低或功功率因数数过高。1.4 2220KVV、5000KVV系统电电压过低低。2.发电电机发生生振荡和和失步的的现象2.1 发电机机三相定定子电流流表指示示超出正正常值且且往复剧剧烈摆动动。2.2 发电机机定子电电压表指指示低于于正常值值且往复复剧烈摆摆动。2.3 自动励励磁调节节A、BB柜ABBB励磁磁调节柜柜输出电电

9、压、电电流表指指示在正正常附近近摆动。2.4 发电机机有节奏奏的鸣声声，并与与表计摆摆动节奏奏合拍。2.5任任一台发发电机失失步引起起的振荡荡和系统统性振荡荡是有区区别的。任一台台发电机机失步引引起的振振荡时，一般来来说，失失步发电电机的表表计幌动动幅度要要比其他他发电机机激烈，有功负负荷表的的幌动幅幅度可能能为满刻刻度，其其他发电电机则在在正常负负荷值附附近摆动动。而且且失步发发电机有有功负荷荷表计指指针的摆摆动方向向与其他他正常机机组相反反；系统统性振荡荡时，所所有发电电机表计计的幌动动是同步步的2 .66当发电电机发生生失步或或振荡时时，运行行人员一一定要沉沉着冷静静。应迅迅速判断断是否

10、由由于在执执行重大大操作过过程中发发生了误误操作。若是，应立即即停止操操作隔离离故障点点。若是是由于某某一台发发电机发发生失磁磁引起，应立即即增加无无故障机机组的励励磁，使使系统恢恢复稳定定。3.发电电机发生生振荡和和失步应应采取的的措施3.1 立即增增加发电电机的励励磁电流流，以提提高发电电机电势势，增加加功率极极限。另另外，由由于励磁磁电流的的增加使使定子、转子磁磁极间的的拉力增增加，削削弱了转转子的惯惯性，发发电机达达到平衡衡点时容容易拉入入同步。这时如如果发电电机强励励动作，30秒秒时间内内不准人人为调节节励磁电电流、电电压。3.2 如果由由于发电电机的功功率因数数高引起起的，则则应降

11、低低有功功功率，同同时增加加励磁电电流。这这样既可可降低转转子惯性性，也可可提高了了功率极极限而增增加了稳稳定能力力。3.3 如果发发电机失失步引起起的振荡荡经采取取上述措措施经一一定时间间仍未进进入同步步状态时时，可汇汇报总工工同意，立即将将发电机机与系统统解列。3.4 正常运运行中，发电机机不允许许手动励励磁状态态运行，应在自自动励磁磁双柜“均流”状态下下运行，以防失失步引起起振荡。防止发电电机非全全相运行行的措施施1.发电电机发生生非全相相运行的的概述发电机发发生非全全相运行行是指：发变组组出口断断路器在在解列时时一相（两相）未断开开或在并并列合闸闸时一相相（两相相）未合合上。发发电机发

12、发生非全全相运行行会产生生负序电电流，负负序电流流会产生生转速两两倍于发发电机转转速的交交流磁场场，而引引起发电电机转子子表面发发热、振振动，使使发电机机转子损损坏。这这种运行行方式处处理难度度大、影影响面广广，经常常造成与与系统解解列，影影响系统统的稳定定运行。因此，有效的的预防措措施和减减小事故故造成的的后果就就显得极极为重要要。2.预防防发电机机发生非非全相运运行的措措施2.1 提高开开关的检检修质量量是防止止非全相相运行的的根本保保证，开开关检修修后验收收要把好好三级验验收关。2.2 无论开开关一次次或二次次回路工工作后，跳合闸闸试验是是检验开开关的最最好途径径。必须须经过跳跳合闸试试

13、验合格格后方可可允许将将开关投投入运行行。2.3 加强非非全相、三相位位置不一一致、失失灵保护护的维护护检查工工作，在在机组正正常运行行时各保保护压板板必须投投入良好好。发现现异常及及时汇报报，联系系继保人人员立即即检查处处理。2.4 合、断断发电机机主开关关时，必必须到就就地确认认开关实实际位置置与开关关状态相相符。2.5 目前SSF6开关均均采用分分相操作作。因此此，应加加强控制制回路的的检查、维护工工作。2.6 事故一一般出现现在并网网和解列列过程中中，因此此操作人人员必须须精力集集中，密密切监视视发电机机定子三三相电流流平衡，负序电电流正常常，无异异常光字字报警。3.事故故处理原原则3

14、.1 处理过过程中应应沉着冷冷静，准准确判断断事故性性质。3.2 尽量减减少负序序电流的的作用时时间，以以减小其其对发电电机的危危害程度度。3.3 在此过过程中，尽量保保持汽轮轮机30000转转不打闸闸 ，锅锅炉稳定定。3.4 在汽轮轮机保持持30000转的的情况下下，尽量量恢复发发电机的的励磁电电流，使使发电机机定子三三相电流流为零。3.5 若经重重新并列列或就地地打跳未未断开开开关不成成功，立立即进行行2200KV母母线倒闸闸操作然然后用母母联2112开关关将发电电机与系系统解列列，且注注意非全全相运行行时间不不宜太长长。3.6 若保护护动作使使2200KV系系统解列列，待将将故障开开关隔

15、离离后立即即优先恢恢复系统统正常方方式运行行。3.7对对发电机机进行全全面检查查，确认认无异常常并经公公司主管管领导同同意后方方可重新新将发电电机与系系统并列列。4.发电电机非全全相运行行事故处处理 5000KVV系统运运行方式式：曲曲曲线运行行，5000KVV系统至至少有一一串开关关成串运运行。 2220KVV系统运运行方式式：母上运运行的负负荷：#1启备备变2005开关关、#11发变组组2011开关、曲沾回2995开关关 母运行行的负荷荷：#22启备变变2066开关、#2发发变组2202开开关、曲曲沾回2992开关关、曲曲曲线2994开关关、母联联2122开关在在合4.1 解列时时：发电电

16、机主开开关非全全相运行行，主变变中性点点刀闸在在合位。 现象象： a、开关“母线侧侧断路器器三相不不一致保保护动作作”、“断路器器非全相相运行”光字牌牌亮； b、发电机机主开关关绿灯发发平光； c、发电机机定子三三相电流流表指示示不平衡衡，负序序电流有有指示； d、就地检检查发电电机开关关有一相相或两相相未断开开； e、发电机机转速、频率、电压波波动。 状态态分析： a、发电机机此时处处于单相相电动机机运行状状态； b、发电机机受损程程度与负负序电流流及负序序电流作作用时间间成正比比，定子子电流指指示愈大大、负序序电流愈愈大； c、若负序序电流闭闭锁元件件闭锁非非全相保保护不动动作，运运行人员

17、员力争做做到有功功到零、无功到到零、定定子三相相电流到到零，监监视各部部温度部部超限，记录时时间，保保证不失失磁、不不逆功率率。 处理理： a、保保持机、炉系统统稳定运运行； b、调调整有功功、无功功到零，监视定定子电流流到零、负序电电流近零零不超过过8%； c、加加强监视视发电机机各部温温度，力力争较短短的时间间将故障障开关隔隔离； d、立立即到升升压站手手动打跳跳发电机机主开关关未跳闸闸相，若若成功则则继续执执行解列列操作； e、手手动打跳跳发电机机主开关关不成功功，并设设法通过过倒闸操操作将发发电机主主开关所所在母线线的其他他负荷转转移，用用母联2212开开关将其其与系统统隔离； f、在

18、在处理过过程中，若失灵灵保护动动作使系系统解列列，立即即消除故故障点，尽快恢恢复系统统正常运运行。4.2 并列时时：发电电机主开开关发生生非全相相并列，主变中中性点刀刀闸在合合位。 现象象： a、发电机机主开关关“母线侧侧断路器器三相不不一致保保护动作作”、“断路器器非全相相运行”光字牌牌亮； b、发电机机主开关关红灯发发平光； c、发电机机定子三三相电流流表指示示不平衡衡，负序序电流有有指示； d、就地检检查发电电机主开开关有一一相或两两相在断断开位置置； e、发电机机转速、频率、电压波波动。 状态态分析： a、发电机机此时处处于单相相电动机机运行状状态； b、发电机机受损程程度与负负序电流

19、流及负序序电流作作用时间间成正比比，定子子电流指指示愈大大、负序序电流愈愈大； c、若负序序电流闭闭锁元件件闭锁非非全相保保护不动动作，运运行人员员力争做做到有功功到零、无功到到零、定定子三相相电流到到零，监监视各部部温度部部超限，记录时时间，保保证不失失磁、不不逆功率率。 处理理： a、保持机机、炉系系统稳定定运行； b、调整有有功、无无功到零零，监视视定子电电流到零零、负序序电流近近零不超超过8%； c、加强监监视发电电机各部部温度，力争较较短的时时间将故故障开关关隔离； d、立立即手动动断发电电机主开开关，若若成功则则对开关关进行检检查，故故障处理理后将出出口刀闸闸断开，作跳合合闸试验验

20、合格后后方可重重新进行行并列操操作； e、手动断断开关不不成功，立即到到就地打打跳开关关分相操操作箱未未跳闸相相，并设设法通过过倒闸操操作将发发电机主主开关所所在母线线的其他他负荷转转移，用用母联2212开开关将其其与系统统隔离； g、在处理理过程中中，若失失灵保护护动作使使系统解解列，立立即消除除故障点点，尽快快恢复系系统正常常运行。防止发电电机非同同期并列列的措施施1.发电电机并列列时的注注意事项项1.1 发电机机自动准准同期并并列应由由技术熟熟练的巡巡检操作作员操作作，电气气专业主主、副值值班员监监护。1.2 发电机机正常并并列应采采用自动动准同期期并列，若自动动准同期期装置检检修或故故

21、障，经经公司主主管领导导批准同同意后方方可采用用手动准准同期方方式并列列；1.3 特殊情情况下需需进行手手动同期期并列操操作时，应由对对同期回回路熟悉悉并了解解开关合合闸时间间，能熟熟练掌握握合闸提提前角度度的主、副值班班员执行行操作。1.4 手动准准同期并并列操作作时，同同步表转转速太快快、跳动动、停滞滞、摆动动等情况况下不准准合闸并并列；1.5 发电机机同期并并列时要要检查其其他开关关的“TK”在断位位，严禁禁将其他他开关的的“TK”同时切切至“投入”位，否否则可能能引起电电压互感感器二次次侧小开开关跳闸闸或熔断断器熔断断；1.6 在投投入同期期装置前前，检查查STKK在“闭锁”位置；1.

22、7 同期装装置切换换开关11STKK必须在在系统电电压与发发电机待待并电压压的频率率查在11赫兹以以内且电电压相等等时方可可切至“细调”位置；2.防止止发电机机非同期期并列的的操作步步骤2.1 待发电电机定子子电压为为额定值值后，将将发电机机主开关关的TKK切至“投入”位置；2.2 查同期期装置闭闭锁开关关STKK在“闭锁”位置；2.3 查发电电机电压压、频率率与系统统电压、频率一一致，同同期开关关1STTK 至至“细调”位置；2.4 将自动动准同期期切换开开关DTTK切至至“投入”位置；2.5 查自动动准同期期装置投投入灯亮亮；2.6 查发电电机周波波、电压压与系统统周波、电压一一致；2.7

23、 查自动动准同期期装置纽纽子开关关在“试验”位置；2.8 按下自自动准同同期“启动”按钮QQA；2.9 查同步步表在同同步点时时，自动动合闸灯灯亮；2.100 将自自动准同同期装置置纽子开开关切至至“工作”位置；2.111 在同同步表指指针转至至提前一一定角度度时按下下QA；2.122 查发发电机主主开关红红灯闪光光，发电电机并列列正常，无异常常信号，复归发发电机主主开关把把手至合合闸后位位置；2.133 发电电机并列列后，应应对发电电机本体体及一次次回路进进行详细细检查。3.自动动准同期期装置发发生下列列情况之之一不得得并列3.1 装置插插件不完完善或插插件有故故障时以以及调试试检修时时；3

24、.2 装置运运行指示示灯、调调节指示示灯不亮亮或不正正常时；3.3 自动励励磁装置置故障或或调压手手段不能能满足运运行时；3.4 由于各各种原因因不能满满足发电电机并列列条件时时；3.5 装置电电源部分分故障或或同步表表故障以以及DTTK、SSTK、1STTK、发发电机主主开关TTK开关关故障时时。防止水内内冷发电电机局部部过热烧烧损的技术措措施1.为确确保发电电机线圈圈内冷水水始终在在合格范范围内运运行，加加强发电电机线圈圈及相关关部件的的温度监监视和跟跟踪分析析，发现现问题及及时处理理解决，防止发发电机定定、转子子线圈由由于局部部过热而而损坏。为此，特制定定本措施施。2.加强强机组运运行中

25、的的化学监监督。2.1发发电机定定子线圈圈冷却水水水质必必须符合合下列规规定： 水质：透明纯纯净，无无机械混混合物；导电度度：小于于1.55微西/厘米；硬度：小于22微克当当量/升； pHH 值值：7.08.00； NHH3值：微微量；含铜量量：2000微克克/升。2.2化化学按规规定每班班分析内内冷水水水质，内内冷水水水超标时时加强化化验次数数，各值值值长加加强督促促管理并并及时汇汇报有关关主管领领导。2.3试试验室应应定期的的对#114机机组内冷冷水含铜铜量进行行测定, 跟踪踪检测，依据内内冷水水水质各项项指标的的变化情情况，综综合分析析判断，有效地地控制内内冷水水水质在规规定的标标准范围

26、围内运行行，防止止内冷水水系统的的结垢。3.加强强内冷水水系统的的运行维维护3.1加加强对内内冷水压压力、温温度的监监视和调调整; 确保发发电机的的内冷水水水压，温度在在规定的的范围内内运行。3.2按按规定每每两小时时抄发电电机各部部温度记记录表，对所抄抄数据进进行对比比分析。3.3发发电机主主要部位位的允许许温度规规定如下下：定子端端部冷却却元件出出水温度度不超过过80；定子铁铁芯齿、轭部温温度不超超过1220；定子线线圈温度度不超过过90；定子线线圈出水水温度不不超过880。3.4发发现DAAS各测测点有异异常或报报警现象象时，应应及时联联系热工工维修人人员检查查核实，确认报报警正常常。此

27、时时，应及及时汇报报值长，值长应应及时汇汇报有关关主管领领导。3.5每每班结合合机组负负荷变化化情况检检查分析析一次定定子线圈圈进出水水温差的的变化情情况及定定子线圈圈槽内温温度和出出水温度度各测点点的变化化情况有有无异常常现象；并做好好记录，为综合合性跟踪踪分析提提供可靠靠依据。定子线线棒层间间最高与与最低温温度间的的温差达达8时或定定子线棒棒引水管管出水温温差达88时应报报警，及及时查明明原因，此时可可降低负负荷。定定子线棒棒温差达达14或定子子引水管管出水温温差达112，或任任一定子子槽内层层间测温温元件温温度超过过90或出水水温度超超过855时，在在确认测测温元件件无误后后，应立立即停

28、机机处理。3.6加加强对FFJR11型发电电机绝缘缘过热监监测装置置的检查查维护，掌握其其正确的的使用方方法，发发挥其原原有的重重要作用用。发电电机绝缘缘过热监监测装置置报警时时，应立立即取样样进行色色谱分析析，必要要时停机机进行消消缺处理理。3.7当当发电机机负荷在在运行中中超限时时，将使使内冷水水出水温温度升高高，在发发电机空空气冷却却器冷却却能力不不变的情情况下，进水温温度随着着出水温温度的升升高而升升高。此此时，应应将发电电机负荷荷调节至至正常范范围。3.8发发电机的的进风温温度升高高时，将将使发电电机的机机内温度度升高，也使定定、转子子绕组的的环境温温度升高高，因而而使发电电机的出出

29、水温度度升高并并影响进进水温度度。在进进行运行行分析时时，应重重点注意意铁芯温温度是否否升高，因在相相同工况况下风温温的升高高肯定会会使铁芯芯温度升升高。确确定确实实是由于于风温升升高的影影响后，可调节节发电机机氢冷器器冷却水水的进水水是进风风温度恢恢复正常常。如果果氢冷器器已无调调节余地地，则只只能根据据发电机机其他温温度情况况适当调调节发电电机负荷荷。3.9发发电机定定子铁芯芯温度的的限额为为：齿部部1200，轭部部1300。在正正常情况况下，铁铁芯温度度的高低低取决于于进风温温度。运运行中要要加强监监视。当当铁芯个个别部位位的温度度升高时时，可查查对一下下该部位位邻近点点的温度度是否也也

30、有不同同程度的的升高。若铁芯芯温度持持续上升升，说明明机内有有故障，必须尽尽快停机机处理。因为降降低定子子电流对对降低铁铁芯温度度的作用用是微小小的。4.督促促落实相相关技术术措施的的贯彻执执行4.1认认真贯彻彻执行QFSSN30002型汽轮轮发电机机定子反反冲洗技技术措施施,充分利利用停机机时间, 安排排好定子子线圈反反冲洗工工作。4.2对对内冷水水系统日日常应进进行的工工作，加加强督促促检查把把工作落落在实处处。责任任到位，管理到到位。4.3指指定专人人负责对对发电机机定子绝绝缘进行行全面的的、长期期的综合合性地跟跟踪分析析，及时时发现问问题，及及时解决决处理。4.4指指定专人人负责牵牵头

31、，定定期组织织进行发发电机定定子绝缘缘状况分分析会，有目的的，有议议题的专专项分析析讨论；提出针针对性较较强的解解决处理理方案，供上级级领导决决策。4.5对对发电机机定子绝绝缘方面面发现的的问题, 应及及时和有有关部门门主动联联系，发发挥大家家的群体体能力及及早控制制；防止止发电机机定子绝绝缘的恶恶化，杜杜绝造成成发电机机定子绝绝缘损坏坏的扩大大事故。防止发电电机定子子绕组端端部松动动的反事事故措施施1.为了了防止发发电机定定子绕组组端部松松动，从从而引起起相间短短路故障障的发生生，特编编制本措措施。2.每次次大小修修时，应应认真检检查定子子绕组端端部线圈圈的磨损损、紧固固情况。具体检检查项目

32、目如下：2.1端端部蓝形形绕组无无变形、松动；2.2各各部绑绳绳、垫快快无松动动、位移移、变形形；2.3鼻鼻端环形形绑绳牢牢固，无无变形、松散、位移；2.4端端部压板板紧固，无松动动、位移移、变形形；压板板螺栓及及保险垫垫片无转转动；2.5检检查有无无绝缘磨磨损的痕痕迹，如如有应查查找产生生磨损的的根源，并予消消除；2.6端端部环形形引线应应绑扎牢牢固，接接触密实实，无松松动、位位移；2.7引引线与出出口母线线排连接接牢固，母线排排固定良良好。3.发电电机在大大修时应应做定子子绕组端端部振型型模态试试验，发发现问题题应采取取针对性性的改进进措施。对模态态试验频频率不合合格（振振型为椭椭圆、固固

33、有频率率在9441115HZZ之间）的发电电机，应应与制造造厂联系系，进行行端部结结构改造造，直至至模态试试验合格格。4.当发发电机承承受近端端短路后后，应该该打开发发电机端端盖，对对发电机机端部绕绕组做认认真细致致的检查查，检查查项目如如上述第第2款，发现异异常必须须进行处处理。5.当发发现存在在1000HZ左左右的椭椭圆振型型，而端端部检查查未发现现异常，又不具具备改变变端部结结构的条条件时，应该加加装端部部振动在在线监测测装置，以便及及时发现现端部绕绕组的松松动，并并进行处处理。防止发电电机内冷冷水路堵堵塞的反反事故措措施1.为了了防止发发电机内内冷水路路堵塞，使绕组组绝缘局局部过热热，

34、进而而导致绝绝缘损坏坏，发生生接地、相间（匝间）短路故故障，特特制定本本措施。2.正常常运行时时，严格格控制发发电机内内冷水水水质符合合下列规规定： 水质：透明纯纯净，无无机械混混合物；导电度度：小于于1.55微西/厘米；硬度：小于22微克当当量/升； pHH 值值：7.08.00； NHH3值：微微量；含铜量量：2000微克克/升。3.水内内冷系统统中的管管道、阀阀门的橡橡胶密封封圈应全全部使用用聚四氟氟乙烯垫垫圈，不不能使用用橡胶垫垫圈。4.每次次大小修修时，应应对定子子线棒进进行反冲冲洗。反反冲洗系系统的所所有钢丝滤滤网应更更换为激激光打孔孔的不锈锈钢板新新型滤网网，防止止滤网破破碎进入

35、入线圈。5.每次次大修时时，对水水内冷定定子、转转子线棒棒应分路路做流量量试验，发现异异常的必必须进行行彻底的的处理。6.扩大大发电机机两侧汇汇水母管管排污口口，并安安装不锈锈钢法兰兰，以便便清除母母管中的的杂物。7.水内内冷发电电机水质质应严格格控制规规定范围围。8.严格格保持发发电机转转子进水水支座石石棉盘根根冷却水水压低于于转子内内冷水进进水压力力，以防防石棉材材料破损损物进入入转子分分水盒内内。9.在大大小修时时，应对对内冷水水箱内部部进行检检查和清清扫，并并检查水水箱密封封件有无无损坏和和异常。10. 运行中中加强监监视定子子线棒层层间测温温元件的的温差和和出水支支路的同同层各定定子

36、线棒棒引水管管出水温温差。温温差控制制值应按按照以下下限额执执行：定子子线棒层层间最高高与最低低温度间间的温差差达8,或定定子线棒棒引水管管出水温温差达88时应报报警，应应及时查查明原因因，此时时可降低低负荷。11.当当定子线线棒温差差达144或定子子引水管管出水温温差达112，或任任一定子子槽内层层间测温温元件温温度超过过90,或出水水温度超超过855时，在在确认测测温元件件无误后后，应立立即停机机处理。防止发电电机内冷冷水漏水水的反事事故措施施1.为了了防止发发电机内内冷水漏漏水引起起发电机机事故，特制定定本措施施。2.每次次发电机机大小修修时，应应重点应应对绝缘缘引水管管进行检检查，检检

37、查项目目如下：2.1引引水管外外观无变变形、裂裂纹、焦焦脆、伤伤痕；2.2水水管管壁壁无磨损损、变薄薄；2.3引引水管之之间、引引水管与与端盖之之间、引引水管与与发电机机端部出出线之间间应保持持有足够够的距离离；2.4引引水管与与汇水管管连接牢牢固，无无松动、位移；2.5引引水管与与定子线线圈鼻部部连接牢牢固，无无松动、变形；3.每次次大小修修时，应应做定子子水路的的耐水压压试验，水压试试验不合合格的必必须查找找原因进进行处理理。4.每次次大修时时，应做做转子水水路的耐耐水压试试验，水水压试验验不合格格的必须须查找原原因进行行处理。5.定子子绝缘引引水管应应采用强强度高、寿命长长的钢丝丝内衬塑

38、塑料王管管，使用用其他材材料的必必须在大大修时安安排更换换。6.转子子引水管管应采用用强度高高、寿命命长钢丝丝编制护护套的复复合绝缘缘引水管管，使用用其他材材料的必必须在大大修时安安排更换换。7.转子子绕组拐拐角应采采用强度度高、耐耐腐蚀的的不锈钢钢拐角，使用其其他材料料的必须须在大修修时安排排更换。8.每次次大小修修时，应应对发电电机高阻阻检漏仪仪、检漏漏板、湿湿度差动动检漏仪仪进行检检查和试试验，确确保能够够正常工工作。9.运行行中，要要做好高高阻检漏漏仪、湿湿度差动动检漏仪仪的维护护工作，防止其其误动作作。10.当当发电机机检漏设设备报警警，并经经过检查查确认机机内漏水水时，应应立即停停

39、机检查查，查明明原因进进行彻底底处理，并经过过水压试试验合格格后方可可再次启启动发电电机。防止变压压器着火火的反事故故措施1.我公公司的变变压器中中， 除除主厂房房内的变变压器为为环氧树树脂浇注注的干式式变压器器外，主主变、备备变、厂厂高变及及外围厂厂用变压压器大部部分为油油浸电力力变压器器 。油浸电电力变压压器主要要由铁芯芯、线圈圈、油箱箱、散热热器、绝绝缘套管管、防爆爆管（安安全气道道）、油油表和吸吸湿器等等部件组组成。油油浸电力力变压器器内部的的绝缘衬衬垫和支支架，大大多采用用纸板、棉纱、市木木材等有有机可燃燃物质，并有大大量的绝绝缘油，变压器器内部一一旦发生生严重过过载、短短路，可可燃

40、的绝绝缘材料料和绝缘缘油就会会受高温温和电弧弧作用，分解、膨胀以以致气化化，使变变压器内内部的压压力急剧剧增加，重则造造成外壳壳爆炸，大量喷喷油，燃燃烧的油油流又进进一步扩扩大了火火灾危害害，使厂厂用电甚甚至系统统停电，影响正正常生产产和生活活，造成成巨大的的损失。 2.变压压器着火的原因因2.1变变压器超超负荷运运行，引引起温度度升高，造成绝绝缘不良良，变压压器铁芯芯叠装不不良，芯芯片间绝绝缘老化化，引起起铁损增增加，造造成变压压器过热热。如此此时保护护系统失失灵或整整定值调调整过大大，就会会烧毁变变压器。 2.2变变压器线线圈受机机械损伤伤或受潮潮，引起起层间、匝间或或对地短短路：或或硅钢

41、片片之间绝绝缘老化化，或者者紧夹铁铁芯的螺螺栓套管管损坏，使铁芯芯产生很很大涡流流，引起起发热而而温度升升高，引引发火灾灾。 2.3变变压器油油箱、套套管等渗渗油、漏漏油，形形成表面面污垢，遇明火火燃烧。 2.4线线圈内部部的接头头、线圈圈之间的的连接点点和引至至高、低低压瓷套套管的接接点及分分接开关关上各接接点，如如接触不不良会产产生局部部过热，破坏线线圈绝缘缘，发生生短路或或断路。此时所所产生的的高温的的电弧，同样会会使绝缘缘油迅速速分解，产生大大量气体体，使压压力骤增增，破坏坏力极大大，后果果也十分分严重。导线接接触不良良主要是是由于螺螺栓松动动、焊接接不牢、分接开开关接点点损坏等等原因

42、造造成的。 2.5油油浸电力力变压器器的电流流，大多多由架空空线引来来，很易易遭到雷雷击产生生的过电电压的侵侵袭，击击穿变压压器的绝绝缘，甚甚至烧毁毁变压器器，引起起火灾。 3.防止止变压器器着火的措施 3.1加加强检查查、测试试变压绝绝缘情况况，确保各部部绝缘良良好，保保证运行行变压器器额定电电压与电电源电压压一致。 3.2加加强引、接线的的检查、维护，要注意意接线牢牢固，接接地可靠靠，变压压器线圈圈的接头头大部分分采用焊焊接方祛祛连接，焊接前前必须将将焊接面面清洗干干净，焊焊接后认认真检查查焊点质质量，以以防运行行时焊点点脱落引引起事故故。 3.3要要加强检检查、调调整运行行中变压压器的电

43、流、电压，防止变变压器过过负荷运运行。 3.4要要加强对对变压器器各部件件的检查查，发现现有破损损、漏油油等异常常现象及及时处理理，检修修还应特特别谨慎慎，不要要损坏绝绝缘，检检修结束束后，应应有专人人清点工工具（以以防遗漏漏在油箱箱中造成成事故），检查查各部件件，测试试绝缘等等，确认认安全可可靠才能能运动。要注意意引线的的安全距距离，防防止由于于距离不不够而在在运行中中发生闪闪络，造造成事故故。 3.5控控制油温温度在885摄氏氏度以下下，对油油定期抽抽样化检检，发现现变质或或酸量超超过规定定值时要要及时处处理。 3.6油油浸变压压器室应应采用一一级耐火火等级的的建筑，门应为为非燃烧烧体或难

44、难燃烧体体，且门门应向外外开启。一个变变压器室室只能设设一台油油浸变压压器，且且容量不不应超过过4000千瓦。变压器器室不应应布置在在人员密密集的场场所的上上面、下下面或贴贴邻主要要疏散出出口的两两旁变压压器室内内应有良良好的自自然通风风，室内内温度不不应超过过45摄摄氏度，如果室室温过高高，可开开启通风风设备进进行通风风。室内内不允许许堆放其其它物品品，并应应保持清清洁，地地面无油油污和水水。 3.7干干式变压压器其内内部构造造、原理理与油浸浸电力变变压器一一样，虽虽然取消消了变压压器油，但变压压器电气气性能上上的火灾灾危险性性依然存存在，而而且环氧氧树脂本本身是可可燃的，当变压压器内部部发

45、生故故障时，仍会在在一定程程度上发发生燃烧烧。3.8加加强变压压器的冷冷却系统统的检查查，按规规定定期期进行试试验，发发现异常常及时联联系检修修人员处处理，确确保冷却却系统经经常处于于良好运运行状态态。3.9值值班人员员要加强强火灾报报警装置置的检查查、维护护，发现现异常要要及时到到就地检检查。若若属于报报警装置置误报警警，要及及时联系系维修人人员处理理，同时时作好值值班记录录。确保保火灾报报警装置置经常处处于良好好的运行行状态。严禁发发现报警警装置误误报警后后，复归归信号，不作值值班记录录、不联联系维修修人员处处理的现现象发生生。3.100定期检检查、试试验主变变消防水水、喷淋淋装置，水压压

46、压力正常常、喷淋淋装置自自动投入入正常。防止大型型变压器器损坏和和互感器器爆炸事故故的反事事故措施施1.为了了防止大大型变压压器损坏坏、互感感器爆炸炸事故的的发生，根据关于“变压器器类设备备管理规规定”的通知知（电电安生199965589）、及防止电电力生产产重大事事故的二二十五项项重点要要求（国电发发200005899）的有有关规定定，特制制定本措措施。1.1防防止大型型变压器器损坏事事故1.1.1加强强变压器器投入运运行前的的外部检检查。检检查一次次回路中中的所有有短路接接地线、短路线线均应拆拆除，断断开接地地刀闸；常设遮遮栏和标标示牌应应按规定定设置妥妥善；储储油柜和和充油套套管的油油位

47、、油油色应正正常，无无渗、漏漏油现象象；油箱箱本体、油枕、瓦斯继继电器及及接缝处处应不渗渗油；核核对分接接开关就就地与集集控位置置指示一一致；冷冷却装置置运转正正常，冷冷却器控控制箱内内及集控控室无异异常信号号。1.1.2 变变压器投投入运行行前均应应测其绝绝缘电阻阻值，高高压侧电电压在66KV及及以上者者应用225000V摇表表进行测测定，其其绝缘电电阻值不不低于3300兆兆欧（220），吸吸收比1.33。高压压侧电压压在0.4KVV及以下下者应用用5000V摇表表进行测测定，其其绝缘电电阻值不不低于00.5兆兆欧（220），吸吸收比1.33。绝缘缘电阻值值不合格格的变压压器严禁禁投入运运行

48、。1.1.3 加强运运行中变变压器各各表计的的监视，定期抄抄录和分分析有关关数据，变压器器的有关关表计每每小时抄抄录一次次。1.1.4 运行中中电压允允许变动动范围为为额定电电压的5%，电压分分接头不不论在哪哪个电压压档位置置，所加加电压都都不得高高于该档档电压的的1055%。1.1.5 主变、启备变变的上层层油温不不得超过过75，最高高不得超超过855；启备备变、厂厂高变的的上层油油温不得得超过885，最高高不得超超过955。1.1.6 #3、#4主主变冷却却器在正正常运行行情况下下不得少少于3组组，负荷荷超过775%或或主变油油温超过过55启动两两组辅助助风扇。#1、#2主主变冷却却器在正

49、正常运行行情况下下不得少少于2组组，负荷荷超过775%或或主变油油温超过过55启动一一组辅助助风扇。在环境境温度高高的情况况下或满满负荷运运行下，可全部部投入冷冷却器运运行。厂厂高变冷冷却风扇扇正常处处于备用用状态。1.1.7 主变、启备变变正常过过负荷以以额定负负荷的115%为为限，厂厂高变正正常过负负荷以额额定负荷荷的255%为限限，严格格监视上上层油温温不得超超过以上上规定值值。1.1.8 存存在较大大缺陷的的变压器器不准过过负荷；全天满满负荷运运行的变变压器不不宜过负负荷。变变压器过过负荷运运行前应应投入全全部冷却却器。1.1.9 主主变、启启备变在在投运或或停运操操作中必必须合上上中

50、性点点接地刀刀闸，防防止操作作过电压压。1.1.10 启备备变属于于分裂变变压器，其低压压侧不能能长期单单侧运行行，特殊殊情况下下其负荷荷不得超超过本侧侧线圈的的额定容容量，高高压侧不不得超过过额定容容量的二二分之一一。1.1.11 启备备变、有有载调压压开关不不允许一一次调节节数档，等电压压趋于稳稳定后在在进行下下一电压压档位调调节，防防止有载载调压开开关接点点烧坏。1.1.12 严禁变变压器无无保护运运行，按按规程程规定定接班、中间检检查各保保护压板板投入正正常，若若需退出出某一保保护必须须经生产产技术部部工程师师批准后后方可执执行。1.1.13 变压器器运行中中发生规程规定需需紧急停停运

51、111条之一一者，应应立即停停运。1.1.14 变压器器运行中中发生异异常信号号，立即即进行检检查处理理，及时时汇报有有关领导导，同时时通知检检修人员员检查处处理。1.1.15 严格执执行交接接班制度度、定期期巡回检检查制度度和定期期切换制制度，发发现问题题及时汇汇报，联联系检修修人员检检查处理理。1.1.16 变压器器运行中中轻瓦斯斯继电器器发信，应立即即联系维维护人员员检查瓦瓦斯继电电器内部部有无气气体，若若有气体体应取气气体进行行化验分分析，根根据分析析结果及及时汇报报有关领领导，做做出处理理措施。1.1.17 变压器器故障的的判断标标准及性性质的鉴鉴别方法法：按电电气设备备交接和和预防

52、性性试验标标准的规规定，以以总烃、乙炔、一氧化化碳、二二氧化碳碳等浓度度作为判判断指标标。正常常时，变变压器内内部油中中氢和烃烃类气体体含量一一般不应应大于表表1-11数值。表1-11 油中溶溶解气体体的正常常值：气体组份份含量（pppm）总烃100乙炔5氢100注：1、总烃包包括：甲甲烷（CCH4简写CC1）、乙乙烷（CC2H6）、乙乙烯（CC2H4）、乙乙炔 （C2H2）（以以上三者者总称CC2）四种种气体的的总和。简写CC1 +CC2。 22、表中中数值不不包括气气体继电电器气咀咀放出的的气体。当一种或或几种溶溶解气体体的含量量超过表表1-11所列正正常值时时，一般般可利用用表1-2判断

53、断故障性性质。表1-22判断故故障性质质的特征征气体法法：序号故障性质质特征气体体的特点点1一般过热热性故障障总烃过高高，C22H25pppm，但C22H2未构成成总烃的的主要成成份，HH2含量高高3局 部 放放 电总烃不高高，H221000pppm，CCH4占总烃烃中的主主要成份份4火 花 放放 电总烃不高高，C22H2100ppmm，H22含量高高5电 弧 放放 电总烃高，C2H2高并构构成总烃烃中的主主要成份份，H22含量高高1.1.18 当运行行中变压压器的上上层油温温突然升升高时，应从以以下几方方面进行行分析处处理： （1）首首先应检检查变压压器的负负荷和冷冷却温度度是否发发生较大大

54、幅度的的变化，并根据据以前记记录，与与在这种种负荷和和冷却温温度下同同工况的的应有油油温进行行比较。 （2） 检查变变压器冷冷却装置置是否发发生故障障，如风风扇、潜潜油泵是是否正常常运转。如有故故障应及及时消除除。故障障消除前前，应相相应降低低变压器器的负荷荷。 （3） 同时核核对表计计及其回回路是否否正常。 （4） 在比较较分析后后发现油油温较正正常情况况高出110 以上时时，如果果冷却装装置和表表计均正正常，则则应怀疑疑变压器器内部发发生故障障的可能能，应设设法停用用变压器器，进行行检查分分析。1.1.19 油位位异常的的处理： （1）油位过过高产生生的主要要原因：变压器器长期受受高温的的

55、影响，油受热热膨胀，造成油油位上升升；加油油时油位位偏高较较多，一一旦环境境温度明明显上升升时，引引起油位位过高。变压器器油位过过高时，要引起起溢油，检查中中发现油油位偏高高时，应应及时通通知检修修人员处处理。 （22）油位位过低产产生的主主要原因因： 变变压器漏漏油；原原来油位位不够，遇有变变压器负负荷突然然降低或或外界环环境温度度明显降降低时。当变压压器油位位低于瓦瓦斯继电电器时，瓦斯继继电器将将动作报报警。如如油位低低于变压压器上盖盖，则使使变压器器引线暴暴露在空空气中，不但降降低了绝绝缘能力力，可能能产生闪闪络放电电。油位位的继续续降低将将使铁芯芯甚至线线圈与空空气直接接接触，后果更更

56、为严重重。因此此遇有变变压器油油位明显显降低时时，应设设法尽快快使油位位恢复正正常，如如果是漏漏油严重重而导致致油位明明显降低低，严禁禁将瓦斯斯保护由由跳闸改改投信号号，同时时必须迅迅速消除除漏油途途径，并并恢复正正常油位位，否则则将变压压器退出出运行。1.1.20 冷却系系统故障障的处理理：冷却却系统发发生故障障时，可可能迫使使变压器器降低容容量，严严重者可可能被迫迫停用甚甚至烧毁毁变压器器。对强强迫油循循环风冷冷变压器器，发生生冷却装装置故障障时，在在额定负负荷下允允许运行行20mmin，但密切切监视上上层油温温不超过过75。如果果20mmin内内不能恢恢复冷却却器运行行，则应应停用变变压

57、器。1.1.21 瓦斯保保护报警警的处理理：运行行中的变变压器发发生瓦斯斯保护报报警时，运行人人员应立立即分析析和到现现场检查查，根据据分析、检查情情况做出出相应处处理。 （11）如果果是变压压器油位位过低引引起，应应设法消消除并恢恢复正常常油位。 （22）如果果瓦斯继继电器内内无气体体，则应应考虑二二次回路路故障造造成误报报警，这这时应将将重瓦斯斯保护由由跳闸改改投信号号，并通通知继电电保护人人员处理理，正常常后方可可重新投投入跳闸闸。 （33） 变变压器外外部检查查正常，信号报报警是由由于瓦斯斯继电器器内部气气体积聚聚引起时时，应记记录气体体数量和和报警的的时间，并收集集气体送送化学鉴鉴定

58、，然然后根据据鉴定结结果作出出相应处处理：气体无无色、无无嗅、不不可燃者者为空气气。应放放出空气气，并注注意下次次发信号号的时间间间隔，若间隔隔逐渐缩缩短，且且短期内内查不出出原因，应停用用变压器器。如气体体可燃且且色谱分分析不正正常，说说明变压压器内部部有故障障，应立立即停用用变压器器。气体为为淡灰色色有强烈烈臭味且且可燃时时，可能能为变压压器内部部的绝缘缘材料故故障，应应立即停停用变压压器。如气体体为灰黑黑色或黑黑色且可可燃，可可能为变变压器油油分解引引起变压压器铁芯芯烧坏，应立即即停用变变压器。 如气气体为微微黄色，且燃烧烧困难，可能为为变压器器内木质质材料故故障，应应立即停停用变压压器

59、。1.1.22变变压器运运行中遭遭受到近近区突发发短路后后，应联联系检修修做低电电压短路路阻抗测测试或频频响法测测试绕组组变形，并与原原始记录录比较，判断变变压器无无故障申申请总工工同意后后，方可可投运。1.2防防止互感感器爆炸炸事故1.2.1 当当发变组组、厂高高变、启启备变的的电流互互感器、电压互互感器或或其二次次回路发发生故障障而使保保护发异异常信号号时，对对主要保保护可能能引起机机组或变变压器跳跳闸者应应立即汇汇报生产产技术部部同意后后方可退退出该保保护，联联系检修修人员立立即处理理，若使使仪表指指示异常常时，应应尽可能能不改变变设备的的运行方方式和运运行参数数，根据据其他仪仪表的指指

60、示对设设备进行行监视，并立即即查明原原因迅速速消除故故障。1.2.2 电流互互感器、电压互互感器高高压侧有有损伤的的痕迹或或有冒烟烟的现象象时，对对发变组组、厂高高变、启启备变需需要停运运者，可可立即申申请生产产技术部部同意后后停运，将故障障的互感感器隔离离。不可可用拉开开刀闸或或去取下下保险的的办法切切除故障障的互感感器。1.2.3 任任何情况况下，电电压互感感器二次次侧不能能短路；电流互互感器电电流互感感器不能能开路。1.2.4 互互感器发发生下列列情况之之一时应应紧急停停运：高压熔熔断器熔熔断两次次；互感器器内部有有放电声声或其他他噪声；互感器器产生绝绝缘臭味味、冒烟烟或着火火；充油互互