2011年冬季热电厂运行方式安排及事故处理

第一篇：2011年冬季热电厂运行方式安排及事故处理

2011年冬季热电厂运行方式安排及事故处理

目前，热电厂热负荷在1520ｔ／ｈ，电负荷在185MW左右，下网：5MW。1、2、3、4、5号炉、机运行。外供中压蒸汽340t/h，外供低压蒸汽450 t/h。

一、电气系统运行方式 1、220kV、35 kV系统

220kV米石一、二线，220kV母联2250，220kVⅠ、Ⅱ母，1、2号联络变，1号联络变220kV侧中性点刀闸221D运行，2号联络变中性点刀闸222D备用。

kV系统： 35 kV1号站：

35kVⅠ母：建南一线

311、建南二线319，炼油一线

315、炼油二线323，化纤一线

325、化纤二线333，1号联络变3501，1号主变307，3号主变327，1号厂高变331，1号消弧柜301。

35kVII母：化肥一线305，化肥二线339，水源二线335，2号主变337，1号站2号分段开关3003。备用：母联3801、1号站1号分段开关3001。

kV2号站：

35kV2号站Ⅰ母运行：加氢一线306、加氢二线336，2号站1号分段开关3002。Ⅱ母运行：2号联络变低压侧开关3502，4号主变308，大芳烃一线

312、大芳烃二线328，一化扩能一线

316、一化扩能二线320，炼油三线330、炼油四线338，5号主变332，2号厂高变，2号消弧柜302，2号站2号分段开关3004；母联3802。1、1号联络变带35kV1号站Ⅰ母，2号联络变带35kV2号站及1号站Ⅱ母。

2、厂用1号厂高变做6kVⅠ、Ⅱ、Ⅲ段的备用电源，2号厂高变做6kVIV、V段的备用电源，其它为正常运行方式。

3、为防止非同期并列，6kV化纤至化肥、炼油至化肥联络电缆停用，开关拉至检修位。

4、动力的电气系统：建北正常运行方式，35kVⅠ、II母，1、2号主变分列运行；35kV母联6kV母联保持自投位；380V系统正常方式运行。

二、炉、机及外供蒸汽系统运行方式

1、热电厂1、2、3、4、5号炉、机组运行，运行机组中、低抽投入，值长根据负荷情况合理分配负荷，严格执行中调、总调的调度命令。

2、热网系统：热网维持现在的运行方式；低压管网炼油R113、R213、R313、R413运行，中压管网及10ＭＰａ微过压力维持正常，注意检查调整管线疏水防止被冻。

3、锅炉脱硫各系统正常投入运行。

4、给水系统：两小三大运行，小泵投入联锁备用，大泵投入跳闸联锁。

5、汽机循环水泵一期4台运行，2台备用。三期2运行，1台备用。

6、动力站 ：给水系统一台给水泵运行其他两台备用，供水泵一运一备。1号双减运行，2号双减热备用。

3、4号双减运行。动力值班员应认真控制好动力1号网蒸汽温度、压力和外供高、低压除氧水。

三、注意事项

1、所有的生产副主任及生产科室的科室长全天24小时手机开机，外出离开乌市必须给有关厂领导请假。

2、乌石化电网、热网避免大的操作和调整，保证平稳运行。

3、出现缺陷，立即联系有关单位处理，并按照要求通报相关人员。

4、生产发生事故当值值长应在第一时间里通知热电厂有关人员并及时汇报总调。

5、各生产厂、各大变电站的电气系统（电调管辖范围内）发生问题，值长必须及时通知相关人员。根据下网情况，投入相应低周负荷切荷量。

四 低周减载装置的投运

1.公司负荷次重要顺序：生活一、二线，水源一、二线，化纤一二线，加氢一二线，一化扩能一二线，化肥一二线，炼油三、四线，大芳烃一二线，建南一二线，炼油一二线。2.低周减载轮次：

第一轮（49.0HZ）：水源二线，生活一二线、化纤一二线。第二轮（48.5HZ）：加氢一二线，化肥一二线，一化扩能一二线，大芳烃一二线，炼油三、四线。

第三轮（48.0HZ）：建南一二线，炼油一二线。

五、日常运行维护

1.做好电网的安全保运工作，各单位加强值班力量；对运行的重要设备做好重点监控，发现异常，立即安排处理。2.保持生产负荷的平稳。锅炉做好燃烧调节，应保持负荷稳定。3.汽机保持给水系统的压力温度参数稳定，避免大的波动及调整。

4.公司范围内应保持热电负荷平稳，启动大的电机及蒸汽用量发生变化，应提前征得总调、电调同意后进行。

5.各车间按照冬季运行方式措施和规定执行。

六、事故及应急处理： 3号炉灭火的处理原则：

1、当值人员应立即启动应急系统，通报相关人员，并进行初步应急响应和处理。2、3号炉人员及时将情况通知3号机人员和值长。

3、4号机有功负荷由55MW减至30MW。

3、汽机车间调整双减保证外网温度、压力变化在正常范围内。

4、电气人员加强对联络变检查，及时调整电压。

5、值长根据锅炉负荷情况降调整1、2、5号机电负荷，确保锅炉不长时间超负荷。

6、确认故障情况，消缺完毕，恢复开工。

4（5）号炉单台炉灭火的处理原则：

1、当值人员应立即启动应急系统，通报相关人员，并进行初步应急响应和处理。2、4（5）号炉人员及时将情况通知4号机人员和值长，3、4号机岗位及时将电负荷由55MW减至30MW，1号机将电负荷减由30至20MW。调整11号、12号双减调门，并注意压力、温度。

3、电气人员加强对联络变检查，及时调整电压。

4、一期迅速开大中、低压双减，进行调整确保中、低压管网压力正常，并及时将情况通知值长。

5、值长根据锅炉负荷情况降调整1、2、4、5号机电负荷，确保锅炉不长时间超负荷。

6、确认故障情况，消缺完毕，恢复开工。4、5号炉同时停运 4、5号炉同时停运，应充分利用联络变下网来维持汽负荷外供，1、2、3、4、5号汽轮机降负荷运行，维持无功，平衡完毕后公司汽负荷大量缺额约200t/h。

因联络变购电容量受限，只能从系统下网12万，余下5万要靠汽轮机发电来满足。除去发电、自用蒸汽外，汽负荷还有200吨缺口，（中压外供有340吨，低压蒸汽外供有450吨），需要公司权衡和明确，热网中、低压蒸汽保运优先顺序。

1．当值人员应立即启动应急系统，通报相关人员，并进行初步应急响应和处理。电气人员立即35kV1、2号站合环，充分利用联络变额定容量下网，通过调整联络变有载调压、发电机无功等手段，维持系统电压正常范围，在有载调压闭锁前调整到位。

2．电气立即减1、2、3、4号汽轮机电负荷至3MW，5号机维持20 MW，35kV1、2号站合环，下网120MW，维持系统电压正常范围。

3．汽机人员采取措施限汽，减少厂用，迅速调整双减，（如果中压优先，则先开启中压双减，压力维持在3.9Mpa，其余蒸汽供给低压管网；如果低压优先，则先开启低压双减，压力维持在0.8Mpa，其余蒸汽供给中压管网）。检查汽轮机组运行情况，确保参数正常。

4．锅炉人员调整1、2、3号炉负荷，投油顶压，维持主汽压力，注意压力、水位控制；及时关闭4、5号炉主汽门，停运辅机。

5．联系总调公司范围内调整，限制汽、电负荷。

热电厂生产运行科 2011年12月20日

2011-12-29 四值意见

单台大锅炉灭火和我们想的一样，4、5号炉灭火处理和我们的有点差异，我们的处理略有保守（3号机减到30MW，1、2号联络变没有带满）。还有就是4、5号炉灭火后低周如何安排？（发电负荷在32MW，预计厂用在22MW左右，），还有就是“需要公司权衡和明确，热网中、低压蒸汽保运优先顺序。”保中压？保低压？在第一时间告知我们。孔令民、陈志刚

2011-12-29（五值）4、5号炉同时灭火，将缺额200th的蒸汽，我认为就不用保中压了，灭火后，保持中压双减开度不变，保证我厂低压管网压力，根据27日，2号炉停炉负荷来看，我们本来算的最多下网30MW。可我们最多下网达到50MW，本人认为我厂5号炉的主蒸汽负荷流量不对，应请热工车间及时的检查。如果热工没有问题，根据上次一台小炉子的灭火经验，根本不可能保证中压的压力。

2011-12-29（三值）4、5号炉同时灭火的极端情况下，我们的底线是保住自己的前提下尽量多的保其他负荷。现总负荷1550t/h，三期负荷816t/h占总负荷一半还多。由于缺额负荷较大，在有限的事故处理的时间内，如何用可行的方式快速减负荷成为了关键。如果时间允许，则保中压，限低压。若时间不允许，则保低压，限中压。低压短时间切出来难度较大，操作多。

2011-12-31（二值）

1、化纤二线低周减载轮次个人认为没有必要调整至第一轮，维持第二轮即可，可以调整2号站负荷低周轮次；

2、现针对电网现方式，是否考虑调整低周减载轮次。现2号联络变所带馈线低周只有第一轮（水源二线）、第二轮（其余所有馈线）。建议公司重新根据我厂电网方式核定2号联络变低周减载轮次。

2011-1-1（一值）

1.4、5号炉灭火后，缺失热负荷较大，这时1、2、3号炉肯定要过负荷运行，减电负荷和调整热负荷一定要及时正确，否则必然会出现次生事故。2.4、5号炉灭火后，我们认为保中压，首先中压都是重要负荷，但是低压负荷和厂用在一起，这时就要考虑低压负荷对厂用的影响。

第二篇：孤网热电厂运行方式的选择

孤网热电厂运行方式的选择

由于种种原因，孤网运行的热电厂日趋增多，其运行方式的选择，对与热电厂的安全运行，起到了至关重要的作用。

所谓孤网，就是独立孤网的简称，一般泛指脱离大电网的小容量电网。电力建设规程曾有规定，电网中单机容量应当小于8%的电网中容量，如超过，当该机组甩负荷时，就会危及整个电网的稳定运行，甚至会发生将电网系统崩溃。

现在讲的孤网，实际上是相对而言的，如有很多机组组成自己的一个网络，虽然与大电网隔离，也能很好的稳定运行，这只能称为区域电网。本文的孤网，是指单机容量占整个系统电网容量比例很大，我认为在15%以上，才能称为真正的孤网（下文所说孤网，皆是指15%以上比例）。

为了更形象说明孤网运行，可以举个例子，当并网电厂，外网突发故障，跳闸以后，只带厂用电运行，这个时候的运行方式，就与孤网运行类似。每遇到这运行方式，所有运行人员都很紧张，一旦再次失去厂用电，就会带来意想不到的灾难。而我下文介绍的孤网，是电厂人员全年都处在这高度紧张中，容不得半点疏忽，因此，这除了有极高的责任性外，运行方式的选择，尤其重要。

孤网运行方式，我认为要点是：将通常采用的负荷控制，转变为频率控制（汽轮机转速控制），这就要求整个调速系统，要有极其好的稳定性和动态响应性，以确保用户的电负荷变化下，系统电网能保持频率的稳定运行，这可以采用一次调频来实现的。因此，我们运行人员，在孤网情况下，不再去关心电负荷，而是时刻关注汽轮机的转速，让转速维持在3000转/分钟左右，因此，运行人员就要采用二次调频来维持转速的稳定。所以，为了适应孤网运行，汽轮机的调速系统，应当采用有差调节，以实现一次调频，一次调频的范围，应当涵盖整个汽轮机油动机的全过程，采用可靠的DEH，进行优化设计，就能确保整个孤网的安全、稳定、便捷的运行。

在实际孤网运行中，不能死板教条，要有确定的第一原则：电网系统不失电。特别是孤网运行的热电厂，对与系统的稳定性，不仅有用电的用户，还有使用蒸汽的用户，这些都能影响到整个电网系统的稳定。在调节转速的时候，设定死区，尤其重要。一般采用的是2998转/分钟—3002转/分钟，但运行中，如转速突

发变化，超过这范围，我认为也是没有关系的，实践证明，周波在48-52HZ运行，短时间是没有任何问题的（除非是对电质量要求很高的设备），也就是说，转速在2880转/分钟-3120转/分钟，因此，死区的设定范围扩大，比如2995转/分钟—3005转/分钟，这样，能使整个调节系统减少动作磨损，有的孤网电厂，不设置频率死区，认为这增大了迟缓率，这是个误区，因为发生突然甩负荷，这每分钟几转的速度，是微不足道的，为了这微不足道的几个转速，损害了日常运行的调节系统，是得不偿失的。

对于2台以上机组做成的孤网，我认为应当采用这样的运行方式，数台机组用固定负荷运行，选择一台机组，进行二次调频，这样的运行方式，人员操作简单便捷，发现突发故障，也容易判断处理。OPC必须取消通常的103%，变通采用108%，只是在103的时候，设计发跳闸信号预报警，彩用加速度信号，作为OPC的启动依据。

孤网运行故障，主要还是甩负荷引起的，所以，在甩负荷的时候，可以将数台汽轮机的OPC设定不同的百分值，比如，可以采用ＯＰＣ１０７％＼１０８％＼１０９％等等，分别跳闸，不要去把所有汽轮机都固定在某一百分值，这样，就避免所有的机组，同时跳闸。采用这样的分级设定，除了上述好处外，对于操作人员，还能在事故状态下，很方便地有重点监控某一汽轮机。

孤网运行的热电厂，柴油发电机的备用，尤其重要。柴油发电机组的并网带负荷速度的技术，在近几年，突飞猛进，这使孤网运行的发展，获得了技术上的支持。现在柴油机并网带负荷，在１０Ｓ内完成，是很轻松的一件事，这就确保了下游重要用电负荷的企业车间，不至于失电，对于确保热电厂的厂用电，更有现实意义。柴油机的容量配置，宜大不宜小，尽量多配置柴油发电机组，对与孤网运行的可靠保证，甚至能起到了决定性的作用。

孤网运行的热电厂，日常运行中，要注意一下几点。锅炉水位，尽量保持稍高水位运行，建议把＋５０ＭＭ当做原来的＋０ＭＭ，水位的提高，延长了气泡的缓冲能力，在突发事故中，有时候能起到意想不到的作用。主控制室监控参数，除了常规的监控外，还必须监控热网的排汽压力以及排汽流量，热网的突然变化，对于汽轮机转速，也会有很大的影响，因此，这两个参数的考核，一定要与员工工资挂钩。运行值长，除了要负责好本值的运行外，还要与用电的用户，用蒸汽 2 的用户，保持２４Ｈ的联系，及时地沟通，能减少事故的发生。

总之，孤网运行的热电厂，都需要经过一个曲折的运行过程，在实践中摸索经验，一般经过数年的运行，就能很成熟的。

详细看《热电师傅电力原创博客》http://blog.sina.com.cn/QUHB（谢绝转载）

第三篇：变压器运行维护及事故处理

变压器运行维护及事故处理

本升压站变压器采用的是山东泰开变压器有限公司生产的SZ11-50000/115型变压器。额定容量50000kVA，额定频率50Hz。

一、变压器日常运行巡检项目

1、各侧电流、电压、功率；

2、有载调压抽头位置的电气指示和机械指示；

3、绕组温度、上层油温及室温；

4、本体、有载调压、各套管油位及油色；

5、本体、有载调压瓦斯继电器、本体释压阀；

6、本体、有载调压呼吸器呼吸情况及油封油位和硅胶颜色；

7、有载调压机构及传动部分；

8、各套管、瓷瓶无破损和裂痕和爬电现象；

9、各部分无渗漏油；

10、各部分无锈蚀；

11、各接头无发热；

12、各部分无异声、异味及异常振动。

13、本体CT端子箱接线；

14、主变中性点接地刀闸；

15、外壳、铁芯及中性点接地刀闸接地情况；

16、基础无下沉。

二、特殊巡视项目

1、大风前：户外变压器周围无易吹起杂物，引线无松动；

2、大风后：户外变压器无杂物悬挂、引线接头无松动，器身、套管无渗漏油，瓷质器件无破损、裂痕和爬电现象；

3、天气骤冷：本体、有载调压油位无过低，器身、套管无渗漏油，引线无过紧；

4、气温高，挂黄色以上预警信号时： 1)绕组温度、上层油温及环境温度； 2)本体、有载调压、各套管油位及油色；

3)本体、有载调压油位无过高，器身、套管无渗漏油； 4)本体释压阀； 5)各接头无发热； 6)各散热片温度均匀；

5、暴雨前：户外变压器各端子箱、温度表的防水；

6、暴雨后：户外变压器各端子箱、温度表无进水，储油池无积水；

7、异常大雾潮湿天气：端子箱加热器的投入，端子箱、温度表（无）凝露，各套管、瓷瓶（无）爬电现象；

三、定期维护项目

1、呼吸器硅胶受潮部分超过2/3时相应瓦斯保护进行更换。

2、有载调压开关换档机械计数器动作统计（每年一次）。

四、变压器本体故障处理步骤

一、变压器内部异常声响

变压器发出异常声响可能有以下原因：

（1）严重过负荷，会使变压器内部发出沉重的〝嗡嗡〞声。

（2）由于内部接触不良或有击穿，发生放电，会使变压器内部发出〝吱吱〞声。

（3）由于变压器顶盖连接螺栓或个别零部件松动，变压器铁芯未夹紧，造成硅钢片振动，会发出强烈噪声。铁芯两侧硅钢片未被夹紧，也会发出异常声音。

（4）电网中有接地或短路故障时，绕组中流过很大电流，也会发出强烈的噪声。

（5）变压器有大型动力设备起动或能产生谐波电流的设备运行时，可能导致变压器发出〝哇哇〞声。

（6）由于铁磁谐振，变压器发出忽粗忽细的异常声音。（7）变压器原边电压过高或不平衡都会发出异常声音。

（8）由于过电压，绕组或引出线对外壳放电，或铁芯接地线断，致使铁芯对外壳放电，均使变压器发出放电声响。

当变压器发出异常声响时，应判断其可能的原因，变压器内部有击穿或零部件松动，应停电处理。

二、主变油温高、绕组温度高

信号：变压器本体绕组温度高或主变油温高 含义1：

负荷或环境温度上升使主变油温高或绕组温度高发信 建议处理：

1.检查主变各侧三相电流情况（作记录）；

2.检查主变油温、绕组温度及环温情况（作记录），有无上升趋势； 3.检查主变各冷却器阀门是否打开、各冷却器温度是否一致； 4.检查主变本体瓦斯继电器、油枕油色及油位是否正常； 5.检查本体释压阀是否正常；

6.35kV侧电容器组降低主变负荷；

7.如因主变负荷重而造成主变油位高报告相关调度降低主变负荷；

8.在主变本体CT端子箱解开主变轻瓦斯信号回路进行测量检查是否非电量保护误发信； 含义2：

主变内部故障使油温高或绕组温度高发信 建议处理：

按含义1处理的第1－5项进行检查如发现主变温度与负荷、环温值不对应（与历史同条件相比较，与其他运行中主变相比较）、温度有上升趋势、油色有变化时，按下列方法处理； 1.将情况报告相关调度及上级领导； 2.做好将主变负荷转电准备； 3.做好主变停电准备。

三、主变本体释压阀动作发信（动作投信号）信号：变压器压力释放 含义1：

主变本体内部故障，本体瓦斯继电器油管堵塞、阀门关闭或重瓦斯保护拒动使释压阀动作喷油

建议处理：

检查如伴有下列现象，应马上报告调度申请立即将主变停电： 1.释压阀持续喷油； 2.本体轻瓦斯动作； 3.本体内部有异声； 4.主变电流值有异常； 5.主变温度上升；

主变转检修后，如释压阀继续漏油，应关闭油枕与本体间的阀门。含义2：

主变本体油位过满、瓦斯继电器油管堵塞或阀门关闭，负荷、气温上升油膨胀使本体释压阀动作喷油。检查下列项目： 1.释压阀不断喷油； 2.本体轻重瓦斯无动作；

3.本体油位不随油温上升而上涨； 4.本体内部声音均匀； 5.主变各侧电流值正常；

建议处理：报告相关调度和上级领导申请将主变立即停电。含义3：

主变本体释压阀信号回路误动作 建议处理：

检查主变本体释压阀没喷油，温度、油位变化、各侧电流正常，本体内部声音均匀后，可在主变端子箱解开本体释压器信号回路，检查区分是哪一部分误发信。

四、主变本体轻瓦斯信号动作 光字牌：本体轻瓦斯发信 含义1：

主变内部故障造成瓦斯继电器积聚气体 建议处理：

1.检查主变瓦斯继电器是否积聚气体，如配有油气时分离器的可通过此装置提取一些气体检查其是否有色、有味、可燃；

2.检查主变本体瓦斯继电器、油枕的油色、油位是否正常； 3.检查主变本体释压阀是否正常；

4.检查主变油温、绕组温度是否正常（作记录包括环温），有无继续上升； 5.倾听主变音响是否均匀；

6.测量主变铁芯接地电流值是否正常（作记录）；

7.检查主变各侧三相电流是否平衡，各相电流值（中心点直接接地运行的还应检查零序电流）是否正常；

8.在主变本体CT端子箱解开主变轻瓦斯信号回路进行测量检查是否误发信； 9.将上述情况综合报告上级领导和相关调度； 10.做好将主变负荷转电准备； 11.做好将主变的停电准备。含义2：

主变轻瓦斯信号回路或保护装置误动作。建议处理：

1.按含义1处理的第1－7项检查确认是误发信后，还应确认是信号装置误发信抑或回路误发信（本体轻瓦斯正常应投信号）；

2.故障未消除前应继续按含义1处理的第1－7项内容对主变进行监视。

五、主变本体或有载调压油位异常发信 信号：变压器本体有载调压油位过高或过低 含义1：

主变负荷、环温升高造成本体或有载调压油位高发信 建议处理：

1.检查主变本体或有载调压油枕油色、油位情况，有无继续上升；

2.检查主变油温、绕组温度是否正常（作记录包括环温），有无继续上升； 3.倾听主变音响是否均匀；

4.检查主变本体瓦斯继电器油色、油位是否正常； 5.检查主变瓦斯继电器无气体积聚； 6.检查主变本体释压阀是否正常； 7.测量主变铁芯接地电流值是否正常；

8.检查主变各侧三相电流是否平衡，各相电流值（中心点直接接地运行的还应检查零序电流）是否正常；

9.检查主变各冷却器阀门是否打开、各冷却器温度是否一致； 10.将上述情况综合报告上级领导和相关调度；

11.经上述检查分析如确认是负荷、环温上升造成，除加强对变压器的巡视外，还应该：35kV侧电容器组降低主变负荷；做好对主变本体运行中放油的准备（放油前应申请本体瓦斯保护）。含义2：

主变内部故障造成油位高发信 建议处理：

经含义1处理的第1－9项检查确认主变内部故障造成油位高发信时，应尽快对主变进行10kV转负荷操作和停电操作 注：检查主变瓦斯继电器有气体积聚，如配有油气时分离器的可通过此装置提取一些气体检查其是否有色、有味、可燃。含义3：

主变本体漏油造成油位低发信 建议处理：

1.检查主变各侧电流情况；

2.检查主变油温、绕组温度是否正常（作纪录包括环温）； 3.检查主变本体油枕油位情况； 4.检查主变释压阀有无漏压； 5.检查主变本体外表是否漏油；

6.如有漏油现象相关调度报告和上级领导申请将主变停电； 7.做好将主变负荷转电准备； 8.做好将主变停电的停电准备。

9.如因主变负荷及环境温度过低而造成油位低发信，可停用一部分冷却器。含义4：

主变调压箱油位低或信号装置误发信 建议处理：

1.检查主变调压箱油枕及调压瓦斯继电器油位是否正常； 2.检查主变调压箱释压阀是否正常； 3.倾听主变调压箱是否有异声； 4.检查主变调压箱有无漏油； 5.拉开主变调压装置电源；

6.如有漏油现象，应尽快将情况报告上级领导和相关调度申请对变压器停电； 7.做好将主变10kV负荷转电准备； 8.做好将主变停电的停电准备。

9.如没有漏油现象，应在主变端子箱解开“调压箱油位低”信号回路，进一步查清是否由于主变端子箱后的回路故障引起发信，并将情况报告上级领导和相关调度； 含义5：

主变本体、有载调压油位低装置误发信 建议处理：

按含义3的处理1－5进行检查确认是误发信后，还应：

1.在主变本体CT端子箱解开油位异常信号回路确认是信号装置误发信抑或回路误发信； 2.故障未消除前应继续按含义1的处理1－5项内容对主变进行监视。

六、主变调压过程中机构马达电源开关跳闸 含义：

调压装置机构卡阻、马达故障或控制回路使其电源开关跳闸 建议处理：

1、检查主变调压机构箱调压机械指示位置；

2、检查主变调压机构箱内机械部件有无变位、松脱、卡阻现象；

3、检查调压装置传动杆有无扭曲、卡阻；

4、检查主变调压控制电源是否断开；

5、检查主变调压机构箱内马达、二次接线有无过热、短路现象；

6、经检查如果是调压控制回路问题，在拉开调压装置的控制和马达电源后，可用手摇方式尝试将调压抽头调到预定位置，如遇卡阻立即停止，将情况报告相关调度和上级领导，申请尽快将变压器停电；

7、经检查如果是马达故障引起电源开关跳闸，在拉开调压装置的控制和马达电源后，可用手摇方式轻力摇回原来抽头位置，如遇卡阻立即停止，将情况报告相关调度和上级领导，申请尽快将变压器停电；

8、经检查如果马达及控制回路未发现问题或者发现是机构问题，则禁止进行调压操作，应将情况报告相关调度和上级领导，申请尽快将变压器停电。

五、主变电动调压过程中不能自动停止（不是发一个操作命令调节一挡）含义：

调压装置控制回路故障或马达接触器卡死不能返回 建议处理：

1、断开调压装置的控制电源和马达电源；

2、检查机构箱机械部分和传动杆正常；

3、用手摇方式将调压抽头调到合适位置。

七、主变调压过程中传动杆扭曲、断裂 含义：

调压装置分接头内部机构卡死 建议处理：

1、断开调压装置的控制电源和马达电源；

2、立即向相关调度申请将主变停电。

第四篇：变压器的运行、检查和事故处理

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变压器是电力系统中关键电力设备之一，其安全性直接关系到系统的稳定运行。因此，在实际运行过程中，有必要对变压器的过负荷运行进行分析，并掌握其运行中的检查与事故处理方法。

1、引言

变压器是电力系统中关键设备之一，其种类繁多、结构复杂，且随着经济的高速增长，部分电网系统变得陈旧或不堪重负，尤其是配电变压器的负载率持续增长，变压器经常过载，导致故障上升，增容费用也大大增加。因此，正确了解变压器的过负荷运行与维护和事故处理，对于保障电力系统的稳定运行有着重要的意义。

2、变压器的允许过负荷运行

变压器的过负荷能力是指为满足某种运行需要而在某些时间内允许变压器超过其额定容量运行的能力。按过负荷运行的目的不同，变压器的过负荷可分为在正常情况下的过负荷和事故情况下的过负荷。

2.1 变压器的正常过负荷

正常过负荷是指在不损害变压器绝缘和使用寿命的前提下的过负荷。随着外界因素的变化，例如用电量增加或系统电压下降，特别是在高峰负荷时，可能出现过负荷情况，此时变压器的绝缘寿命损失将增加。相反，在低谷负荷时，由于变压器的负荷电流明显小于额定值，绝缘寿命损失减小。两者之间可以互相补偿，变压器仍可获得原设计的正常使用寿命。变压器的正常过负荷能力，是以不牺牲变压器正常寿命为原则制定的。

正常过负荷运行时应注意下列事项：(1)存在较大缺陷（如冷却系统故障、严重漏油、色谱分析异常等）的变压器不准过负荷运行；(2)全套满负荷运行的变压器不宜过负荷运行；(3)变压器过负荷运行，必须在冷却系统工作正常时方可进行；(4)变压器负荷达到容量的130%时，即便运行温度未达到最高温度限值时，亦应立即减负荷。

2.2 变压器的事故过负荷

事故过负荷也称短时急救过负荷，是指在发生系统事故时，为了保证用户的供电和不限制发电厂出力，允许变压器在短时间内的过负荷。

当电力系统发生事故时，保证不间断供电是首要任务，变压器绝缘老化加速是次要的，所以事故过负荷和正常过负荷不同，它是以牺牲变压器寿命为代价的。事故过负荷时，绝缘老化率允许比正常过负荷时高得多，即允许较大的过负荷。若过负荷数值和时间超过允许值，按规定减少变压器的负荷，这样也不会过分牺牲变压器的寿命。

3、变压器运行的检查

3.1 变压器投入运行前的检查

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变压器投入运行前应回收并终结有关检修的工作票，拆除有关短接线盒接地线，恢复常设围栏和指示牌，检查下列各项并符合运行条件后进行送电操作：(1)测量绝缘电阻合格；(2)二次回路完整，接线无松动、脱落；变压器外壳接地，铁芯接地完好，外观清洁无渗油、漏油现象；(3)冷却器控制回路无异常，油泵风速启停正常；变压器各套管无裂纹，充油套管油位只是正常等。

3.2 变压器运行中的检查

3.2.1 常规检查项目

为了保证变压器能安全可靠地运行，运行值班人员对运行中的变压器应作定期巡回检查，严格监视其运行数据。对于油浸式电力变压器在现场作定期巡回检查时，应检查一下项目：(1)变压器的上层油温以及高、低绕组温度的现场表计指示与控制盘的表计或CRT显示应相同，考察各温度是否正常，是否接近或超过最高允许限额；(2)变压器油枕上的油位是否正常，各油位表、温度表不应当积污和破损，内部无结露；(3)变压器油质颜色是否剧烈变深，本体各部分不应有漏油、渗油现象。

3.2.2 变压器的特殊检查项目

变压器的特殊检查项目如下：(1)大风时应检查户外变压器的各部分引线有无剧烈摆动及松动现象；(2)气温突变时应对变压器的油位进行检查；(3)变压器在经受短路故障后必须对外部进行检查；(4)雨雪天气应检查户外变压器的连接头处有无冒气和溶雪现象。

4、变压器异常运行和事故处理

4.1 变压器不正常的温升

变压器在运行中，油温或线圈温度超过允许值时应查明原因，并采取相应措施使其降低，同时须进行下列工作：检查变压器的负荷和冷却介质的温度，核对该负荷和冷却介质温度下应有的油温和线圈温度；核对变压器的CRT显示温度和就地温度计有无异常；检查冷却装置是否正常，备用冷却器是否投入，若未投则应立即手动启动；调整出力、负荷和运行方式，使变压器温度不超过监视值。

经检查，如冷却装置及测温装置均正常，调整出力、负荷和运行方式仍无效，变压器油温或线圈温度仍有上升趋势，或油温比正常时同样负荷和冷却温度高出10℃，应立即停止变压器运行。

4.2 变压器冷却电源故障

首先检查备用电源是否投入，若不能迅速降低变压器负荷，使其下降到变压器名牌所规定的自然冷却方式下的负荷，就必须严密监视变压器线圈温度，温度不能超限，并立即通知检修人员进行处理。

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4.3 变压器着火时的处理

遇变压器着火时，首先应将其所有电源开关和闸刀拉开，并停用冷却器。若变压器油在变压器顶盖上着火，应立即打开变压器事故放油阀，启动变压器喷水灭火装置，并通知消防人员按消防规程灭火。

4.4 瓦斯继电器动作跳闸或发信号

(1)迅速对变压器外部进行检查，看有无设备损坏；(2)由检修人员对变压器进行内部检查予以确认；(3)检查瓦斯继电器有无因外力冲击而动作；(4)检查瓦斯继电器内部有无气体，并根据聚气量、颜色和对气体色谱分析确定化学成分来判别；(5)检查并记录氢气监测装置指示值；(6)当瓦斯信号发出时，应查明原因，并取气体化验，决定能否继续运行。

第五篇：电厂发电机异常运行和事故处理

电厂发电机异常运行和事故处理

第一节 过负荷运行

5.1.1 发电机正常情况下，不允许过负荷运行，只有在事故情况下才允许定子短时过负荷运行.当发电机定子过负荷时，应汇报值长减负荷，在电压允许

允许范围内先减无功后减有功，直至定子电流在允许值之内。

5.1.2 发电机的转子电流正常应在额定值以内，当发生转子电流超限或过励限制器动作时，应适当减少无功，以降低转子电流，同时联系调度。

5.1.3 当发生发电机定子和转子过负荷时，应检查发电机的功率因数和电压，并注意过负荷时间不超过允许值。

5.1.4 发电机在过负荷运行时，应加强发电机定子绕组温度、主变绕组温度、及油温等监视。

第二节 发变组过激励

5.2.1 V/F超限多数发生在突然减去大量负荷或100℅甩负荷以及低周率运行时。

5.2.2 当励磁调节器V/F过激励报警时，若电压过高应适当降低发电机电压；若系统频率偏低应汇报调度，要求及时恢复频率至正常，并适当降低发电机电压。过激励过程中应注意主变有无异常情况发生。5.2.3 发电机并网时汽轮机升至额定转速后再投入励磁、升压，以防过励磁保护动作。

5.2.4 当V/F保护动作跳闸后，应检查主变、发电机、励磁回路有无异常现象，恢复时必须由检修确认，经总工批准，方可零起升压、并网。

第三节 发电机三相电流不平衡

5.3.1 发电机三相电流发生不平衡时，应检查厂用电系统、励磁系统有无异常，负序电流超过3℅时，应向调度询问并作相应处理。

5.3.2 当负序电流小于6%且最大相电流小于额定电流时，允许连续运行，瞬时负序电流允许(I2/IN)2t＜6运行。

5.3.3 发电机三相不平衡电流超过定值时，应立即减少有功和无功，尽力设法减少负序电流在许可值内，同时严密监视发电机各部件温度和振动。5.3.4 若发电机三相电流不平衡是由于系统故障引起的，应汇报调度，设法消除，并应在发电机带不平衡负荷运行的允许时间到达之前，拉开非全相运行的线路开关，以保证发电机继续运行。5.3.5 若发电机三相电流不平衡是由于机组内部故障产生的，则应灭磁停机处理。

第四节 发电机温度异常

5.4.1 发电机定子绕组温度异常

1.检查分析发电机运行工况是否有过负荷或三相电流不平衡现象。2.检查定冷水系统是否正常，若不正常及时调整。

3.运行中，若某一或几点线棒温度超温，则有可能是某一或几点线棒堵塞或接线松动引起，适当降低负荷使该点温度不继续上升，如定冷水系统及运行工况正常，则应联系热工核实温度测量装置是否正常，同时汇报领导。

4.加强对发电机运行监视，控制温度不超过规定值。5.4.2 发电机转子或定子铁芯、定子端部屏蔽板温度异常。

1.应检查氢气冷却器的工作情况，氢气的进出温度及氢压是否正常。若氢气冷却系统异常，应按有关规定处理。若有关的自动调节失灵时应改为手动，并尽快消除缺陷。2.发电机三相电流不平衡或过负荷，应及时调整到允许范围。3.发电机定子端部屏蔽板温度高，应适当降低发电机无功。

4.上述各温度异常时，应联系热工校核，并及时调整使温度维持在许可范围内。

第五节 发电机振荡

5.5.1 现象

1.发电机电压表指针摆动，通常是电压降低，照明忽明忽暗。2.发电机有功、无功表指针大幅度摆动。

3.发电机定子电流表指示大幅度摆动，可能超过正常值。4.发电机励磁电流在正常值附近摆动。

5.发电机发出有节奏的轰鸣声，并与上述表计摆动合拍。

6.若失磁引起振荡，则励磁电流可能接近于零，也可能异常升高。5.5.2 处理

若发电机保护没有动作跳闸，则应做如下处理: 1.不要干涉发电机自动装置的动作，必要时可以降低部分有功负荷，若励磁调节处于“手动”方式时可以手动增加励磁，以创造恢复同期的有利条件。

2.根据GEB盘上发电机各表计变化情况，判断振荡为系统故障引起还是本机故障引起。3.本机故障引起振荡经上述处理仍不能恢复同期则应解列发电机，等处理正常后恢复并列。

4.系统故障引起振荡，系统电压降低，应监视发电机强励是否动作.如果动作，在强励动作时间内不应干预其动作，并且在强励动作后应对励磁回路进行检查。5.汇报调度，共同协调处理事故。

第六节 发电机逆功率运行

5.6.1 现象：

1.有功表指示零值以下； 2.无功表指示升高； 3.定子电流降低，电压升高。5.6.2 处理：

发电机发生逆功率运行时，逆功率保护应在规定的时间内动作跳发电机（汽机跳闸0.5秒动作，汽机未跳闸6秒动作），若在规定的时间没有动作跳闸，则应迅速手动解列发电机。

第七节 发电机主开关非全相运行

5.7.1 异常现象：

1.负序电流增大，负序保护动作报警，发变组保护出口可能动作跳闸。2.发电机出口开关发“三相不一致保护动作”报警。3.发电机热氢(转子)温度急剧上升。4.发电机振动增大，有时还伴有轰鸣声。

5.SCADA系统中有关的500kV开关有一相或两相电流为零。

6.发电机三相电流极不平衡，如主变出口开关有二相未断开，则发电机定子一相电流最大，另外二相电流较小且相等。如主变出口开关有一相未断开，则发电机定子有二相有电流且相等，另一相无电流，发电机定子三相电流的具体情况如下： 定子电流

500KV开关 A相 B相 C相 A相未断开（有电流）与C相相等 无（有电流）与A相相等

B相未断开（有电流）与B相相等（有电流）与A相相等 无

C相未断开 无（有电流）与C相相等（有电流）与B相相等

AB相未断开 最大（较小）与C相相等（较小）与B相相等

BC相未断开（较小）与C相相等 最大（较小）与A相相等

CA相未断开（较小）与B相相等（较小）与A相相等 最大

5.7.2 各种情况下的处理方法：

5.7.2.1 主变出口开关合环、解环时，一只开关有一相或二相未断开；或者在正常运行中主变出口有一只开关的一相或二相偷跳。此时，主变出口的另一只开关正常运行，发电机正常运行： 1.通过查看SCADA系统中500kV开关的三相电流数值，确认非全相的开关及其相别。2.请示调度，对非全相开关手动分闸一次。

3.若开关拒动，经确认若故障开关处在我厂500KV系统合环回路中，应请示调度解除闭锁，等电位拉开该开关两侧刀闸，联系检修处理；如果故障开关不在我厂500KV系统合环回路中，应汇报调度调整系统运行方式后隔离故障开关。

5.7.2.2 在合上主变出口刀闸后，应立即检查发电机定子三相电流和负序电流是否均为零，如果有二块表不为零则说明主变出口的两只开关虽然均处于热备用状态，但有一只开关的某一相主触头没有断开，应立即进行以下隔离操作：

1． 根据有关规定，此时汽轮机已冲转至3000转，应注意调整汽机系统维持3000转运行，使发电机有功功率近至零(为正值)，严禁将汽机打闸或降低转速。

2． 通过查看SCADA系统中500kV开关的三相电流数值，确认非全相的开关及其相别。

3． 对非全相运行的开关再手动分闸一次(先解除手动解列闭锁)，如果不能判断是哪只开关发生非全相，应对二只开关都手动分闸一次，若分闸无效应继续进行下列处理。

4． 请示调度：首先拉开主变出口母线侧开关的相邻开关（包括该母线上的所有开关）；若故障未消除，则拉开主变出口中间开关的相邻开关（包括线路对侧开关）。

5.7.2.3 发电机在并网过程中发生非全相运行

1.手动拉开并网开关(先解除手动解列闭锁)，若分闸无效应立即减少有功负荷近至零(为正值)、无功为零，禁止断开励磁电流和将汽轮机打闸，再继续进行下列处理。

2.通过查看SCADA系统中500kV开关的三相电流数值，确认非全相的开关及其相别。

3.无论是母线侧开关还是中间开关发生一相未断开，如果能够明显确认故障开关为A相或B相未断开（其表计现象如上所述），并且汽轮机和励磁系统均未跳闸，则可以用主变的另一只开关将发变组重新与系统同期并列。否则，应请示调度拉开故障开关的相邻开关：对于母线侧开关应包括该段母线上的所有开关，对于中间开关还应包括线路对侧开关。

4.无论是母线侧开关还是中间开关有二相未断开，如果汽轮机和励磁开关未跳闸，则应经同期合上另一只开关，否则应请示调度拉开故障开关的相邻开关：对于母线侧开关应包括该段母线上的所有开关，对于中间开关还应包括线路对侧开关。

5.7.2.4 发电机在正常停机解列过程中发生非全相运行

1.通过查看SCADA系统中500kV开关的三相电流数值，确认非全相的开关及其相别。

2.对非全相运行的开关再手动分闸一次(先解除手动解列闭锁)，如果不能判断是哪只开关发生非全相，应对二只开关都手动分闸一次，若分闸无效应立即调整有功负荷近至零(为正值)、无功为零，禁止断开励磁电流和将汽轮机打闸，继续进行下列处理。3.无论是母线侧开关还是中间开关发生一相未断开，如果能够明显确认是哪只开关发生A相或B相未断开（其表计现象如上所述），并且汽轮机和励磁系统均未跳闸，则可以用主变的另一只开关将发变组重新与系统同期并列。否则，应请示调度拉开故障开关的相邻开关：对于母线侧开关应包括该段母线上的所有开关，对于中间开关还应包括线路对侧开关。如果不能确认是哪只开关故障，则应优先拉开母线侧开关的相邻开关，若故障未消除再拉开中间开关的相邻开关。

4.无论是母线侧开关还是中间开关有二相未断开，如果汽轮机和励磁开关未跳闸，则应经同期合上另一只开关，否则应请示调度拉开故障开关的相邻开关：对于母线侧开关应包括该段母线上的所有开关，对于中间开关还应包括线路对侧开关。如果不能确认是哪只开关故障，则应优先拉开母线侧开关的相邻开关，若故障未消除再拉开中间开关的相邻开关。

5.7.2.5 机组在运行中跳闸，主变出口开关发生非全相运行

1.通过查看SCADA系统中500kV开关的三相电流数值，确认非全相的开关及其相别。

2.对非全相运行的开关再手动分闸一次(先解除手动解列闭锁)，如果不能判断是哪只开关发生非全相，应对二只开关都手动分闸一次，若分闸无效应继续进行下列处理。

3.请示调度：首先拉开主变出口母线侧开关的相邻开关（包括该母线上的所有开关）；若故障未消除，则拉开主变出口中间开关的相邻开关（包括线路对侧开关）。

5.7.3 有关注意事项：

5.7.3.1 在发变组由冷备用转为热备用的操作中，不要将中压厂用母线的工作分支也同时转为热备用，应待机组并网后再将厂用工作分支由冷备用转为热备用；机组解列后，应及时将厂用工作分支由热备用转为冷备用。

5.7.3.2 发电机在未并网的情况下，如发生汽轮机的转速异常升高（包括汽轮机冲转过程中转速的异常升高），除了检查汽轮机的有关系统外，同时还应注意检查发电机定子三相电流、负序电流是否为零，如果这四块表至少有两块表不为零，则说明发电机已通过主变高压侧或厂高变低压侧与系统已连接，应立即确认并进行隔离处理。

5.7.3.3 在发变组由热备用转为运行的操作过程中，严禁提前合主变出口刀闸，应待汽轮机转速已达到3000转后再合刀闸，并且合之前一定要确认其两只开关三相均在断开状态，并确认无“三相不一致”报警信号，在合上主变出口刀闸后，应立即检查发电机定子三相电流、负序电流均为零，如果这四块表至少有两块表不为零，则有可能是主变出口开关虽然处于热备用状态但其触头没有断开，应立即确认并进行隔离处理。5.7.3.4 主变出口刀闸合上后一定要就地检查刀闸三相合闸的情况，除了检查刀闸连杆的位置外，还应认真检查刀闸的触头接触良好，不允许在远方了望或用监视镜头观察的方法代替就地检查刀闸合闸良好，以防止因刀闸触头接触不好而造成发电机非全相运行。由于机组热态启动时要求尽量缩短并列时间，因此在合出口刀闸之前应提前派人至现场等待检查出口刀闸的合闸情况。

5.7.3.5 机组正常停机应尽量采用手动与系统解列的方式（断开开关均跳和励磁连跳的压板，将有功减至近于零，无功保留5MVAR），以防止在汽机打闸、发电机联跳时发生了开关有一相或二相未跳闸的非全相运行情况，并且一旦发生此种情况发电机将会受到严重损害，因为此时汽轮机既不供汽，励磁系统也无励磁电流，其负序电流较大。所以在条件允许的情况下，应尽量创造发电机手动解列后汽轮机能够维持3000转的工况。

5.7.3.6 再次强调：①.在正常情况下，发电机并网或解列，均应使用母线侧开关进行(并网：用母线侧开关并网，中间开关合环。解列：用中间开关解环，母线侧开关解列)。

②.在并网操作中，开关的失灵压板一定要根据操作票的顺序要求在合出口刀闸之前投入(热态启动时，应适当提前此项操作)。

第八节 发电机主要表计失灵及压变回路故障

5.8.1 运行中的发电机定子或励磁回路表计，主变和厂高变回路表计指示突然消失或失常时，应按CRT上同一参数指示及其他相关表计监视其运行情况。若CRT指示也失常，则一般不应对发电机进行调整操作（特别是重要表计指示失常时）。同时应查明是表计本身故障还是二次回路故障，通知有关人员及时处理消除故障。记录仪表指示消失或异常经历的时间及仪表异常前发电机所带负荷，以便补算电量。5.8.2 发电机电压回路断线 5.8.2.1 现象：

1.发电机电压回路失压报警。2.与断线相电压有关保护被闭锁。3.励磁调节器可能发生自动切换。4.有功、无功指示减小。

5.三相电压明显不对称，与断线相电压相关的两线电压指示值大大下降，与断相线无关的一线电压指示正常。

5.8.2.2 处理：

1.根据相关表计监视发电机的运行工况，暂停对发电机的调整操作。2.若为次级熔丝熔断，则应立即更换，同时联系检修人员检查处理。

3.若为电压互感器初级熔断器熔断，检查与更换工作应由检修人员担任，处理前应做好必要的技术、安全措施，电压互感器重新投运前必须确认绝缘合格。

第九节 发变组保护动作跳闸

5.9.1 现象：

发变组出口二只主开关跳闸，励磁开关跳闸，10KV、3KV厂用中压母线工作电源开关跳闸，其对应的备用电源开关自投，有关的保护、出口继电器有报警及掉牌等现象。5.9.2 处理：

1.确认发变组出口二只主开关跳闸，励磁开关跳闸，汽机跳闸。

2.确认10KV、3KV母线备用电源开关自投成功。如未自投，确认备用进线开关无报警时，强送备用电源一次。

3.立即查明保护动作情况，作好记录，并对发变组系统的所有设备进行详细的外部检查，查明有无外在的故障现象，并做好安全措施，测量绝缘，以判明发电机、变压器等有关设备有无损坏，将上述情况汇报有关领导。

4.分析并查明事故原因，排除故障。若系外部故障引起发变组的后备保护动作，则经外部检查无异常及系统故障已消除后，经有关领导同意，可将机组重新启动并网。如有必要，在机组并网前进行零起升压试验。若系人为或保护误动（在排除了保护的故障后），可立即重新启动机组。