1、余热电站电气设备异常及事故处理应急预案一.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、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，2、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。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3、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，4、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5、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。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。6、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7、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8、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）。9、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，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10、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11、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.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。12、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.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13、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14、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PT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15、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16、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，17、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18、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，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19、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20、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，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。8.21、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开关确在开位并将开关摇至工作位。922、.8联系动力确认10KV1、2号线为同期系统，合上母联100开关。9.9检查10KV1、2号线合环运行正常。9.10拉开10KV2号线102开关热备用。10. 10KVII段母线送电正常，联系调度及动力准备启动发电机并网。十四.直流系统接地异常处理预案现象：1.DCS报警“直流充电柜绝缘降低”信号。2.直流母线绝缘监察装置发“母线接地”报警，接地极母线对地电阻值降低、对地电压降低。处理：1.就地检查直流馈线柜有无明显接地想象，用万用表测量直流母线正、负极对地电压，确定接地极性。2.查看直流馈线柜接地巡检仪，确定是哪个支路接地，接地支路对地绝缘电阻是多少。3.查看并确认是否有刚送电或新投入的设备23、导致，如为此原因导致，应将该设备切除，通知检修处理。4.如为保护装置使用的直流，采用瞬停法查找时，应联系检修配合，经单元长同意退出相关保护后在进行查找。5.对于热控、等重要负荷采用瞬停电法查找时应取得热控人员的同意、并采取可靠安全措施后方可试拉。6.试拉后不论该设备是否接地，均应立即送电。7.查找出直流接地点时，运行人员及时通知检修人员处理。8.查找接地时，应取得单元长同意方可进行，瞬时切断直流电源，应先联系有关专责人员同意后方可进行。 9.对保护柜、自动装置柜直流电源采用瞬时停电法时，应设专人就地检查工作状态，有异常情况时及时进行汇报。10.查找直流接地时，要两个人操作，且时间不超过两个小时。同时整个过程应迅速，仔细，预防故障扩大。11.查找直流接地选择顺序如下：A：测量母线对地电压，判明接地程度和极性；B：选择当时有工作、存在设备缺陷、被淋湿的回路；C：选择信号回路；D：选择控制回路；E：选择直流母线上的设备。