电厂事故运行处理手册Word格式.docx

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事故预案汇总。

1.500kV站内高压开关故障：

1.1故障现象：

1.1.1故障开关零压闭锁光字牌亮；

1.2处理方案；

方案一（在系统及天气状态正常的情况下）：

1.2.1取下故障开关操作保险，联系检修对故障开关采取防慢分措施。

1.2.2在确证站内二串开关成串运行且故障开关所在串为完整串的前提下，申请调度同意直接拉开故障开关两侧刀闸。

1.2.3做好安全措施，联系检修进行处理。

方案二（在确证站内不具备二串开关成串运行或故障开关所在串为不完整串的前提下，以及在系统状态非正常或天气处于大风及雨雪等非正常状态的情况下）：

1.2.4取下故障开关操作保险，联系检修对故障开关采取防慢分措施。

1.2.5如故障开关为中间开关，应申请调度同意将故障开关两侧所带线路（发电机）停电，对于进线出线串停电操作时应先停线路后停发电机。

1.2.6如故障开关为发电机进线母线侧开关，应申请调度同意将故障开关所上母线停运，并将发电机进线中间开关重合闸方式改为直跳，检查所停母线无异常情况后，拉开故障开关两侧刀闸。

1.2.7如故障开关为线路出线母线侧开关，应申请调度同意将故障开关所带线路及所上母线停电，拉开故障开关两侧刀闸。

1.2.8做好故障开关的安全措施，联系检修进行处理。

1.2.9两台机组运行、500kV单条线路运行，一条输电线的载流量设计能长期满足两台机组额定电流，根据系统的潮流分布、按调令接带机组负荷。

1.2.10按调令恢复故障处理过程中所停发电机及线路。

2、500kV＃1母线故障掉闸：

2.1故障现象；

2.1.1掉闸开关：

＃5主变5011开关。

柏集II线5021开关。

2.2处理方案：

2.2.1将发电机进线中间开关重合闸方式改为直跳。

2.2.2查找并隔离故障点；

2.2.3对500kV＃1母线送电：

A、柏集II线5021开关B、5主变5011开关

2.2.4过程中按调令恢复故障所停线路及主变开关。

3、500kV＃2母线故障掉闸：

3.1故障现象；

3.1.1掉闸开关：

柏集I线5013开关B、＃6主变5023开关

3.2处理方案：

3.2.1将发电机进线中间开关重合闸方式改为直跳。

3.2.2查找并隔离故障点；

3.2.3对500kV＃II母线送电：

A：

柏集I线5013开关B：

＃6主变5023开关

3.2.4处理过程中按调令恢复故障所停线路及主变开关。

4、220kV站内高压开关故障：

4.1220kV启备变高压侧开关故障：

4.1.1故障现象；

4.1.1.12112开关（2134、2115、2116开关）零压闭锁光字牌亮。

4.1.2处理方案：

4.1.2.1做好启备变所带公用设备的电源倒换。

4.1.2.2取下启备变高压故障开关操作保险，联系检修对故障开关采取防慢分措施。

4.1.2.3合入＃10、＃20起备变6kV联络开关L12A、L12B，并对其二次压板做相应切换。

4.1.2.4拉开故障开关回路启备变6kV侧A、B分支开关，取下其操作、合闸电源保险，并将开关拉出间隔。

4.1.2.5申请调度同意将故障开关所上母线停运。

4.1.2.6拉开故障开关回路启备变220kV开关母线侧刀闸。

4.1.2.7做好故障开关的安全措施，联系检修进行处理。

4.1.2.8按调令恢复故障处理过程中所停母线及开关。

4.2220KV站内其它高压开关故障：

4.2.1故障现象。

4.2.1.1故障开关零压闭锁光字牌亮。

4.2.2事故处理方案。

4.2.2.1取下故障开关操作保险，联系检修对故障开关采取防慢分措施。

4.2.2.2在确证站内有三串及以上开关成串运行且故障开关所在串为完整串的前提下，申请调度同意直接拉开故障开关两侧刀闸。

4.2.2.3做好故障开关的安全措施，联系检修进行处理。

方案二（在系统无法满足三串及以上开关成串运行且故障开关所在串为不完整串的前提下，或天气处于大风及雨雪等非正常状态的情况下）：

4.2.2.4取下故障开关操作保险，联系检修对故障开关采取防慢分措施。

4.2.2.5如故障开关为中间开关，应申请调度同意将故障开关两侧所带线路（发电机）停电，对于进线出线串停电操作时应先停线路后停发电机。

4.2.2.6如故障开关为发电机进线母线侧开关，应申请调度同意将故障开关所上母线停运，并将发电机进线中间开关重合闸方式改为直跳，检查所停母线无异常情况后，拉开故障开关两侧刀闸。

4.2.2.7如故障开关为线路出线母线侧开关，应申请调度同意将故障开关所带线路及所上母线停电，拉开故障开关两侧刀闸。

4.2.2.8做好故障开关的安全措施，联系检修进行处理。

4.2.2.9按调令恢复故障处理过程中所停母线、发电机及线路。

5、220kV＃1母线故障掉闸：

5.1故障现象：

5.1.1掉闸开关：

西平I线2311开关西托线2321开关

＃2主变2331开关＃3主变2341开关

西正II线2351开关西鹿线2361开关

＃10启备变2112开关＃30A启备变2115开关

5.2处理方案：

5.3.1恢复启备变所带公用设备送电。

5.3.2开一、二单元压缩空气联络门。

5.3.3拉开710A、710B开关，拉开6kV01A、01B段所有负荷开关。

5.3.4合入＃10、＃20起备变6kV联络开关L12A、L12B，并对其二次压板做相应切换。

5.3.56kV公用段电源正常后立即合入＃19公用变、＃1燃油变、＃10低备变、化学变、＃10网控变、＃1水源地变、＃10、11、12输煤变、＃1、10除灰变、＃1翻车机变、

＃1修配变高压侧开关。

合380V公用1动力中心419开关，正常后通知启动空压机，通知水电厂＃1水源地变已送电，（用备用管线向厂区供水），依次恢复化学段、网控段、＃1修配段、通知燃料、除尘将＃10、11、12输煤段、＃1翻车机段、＃1、10除灰段倒正常方式供电。

5.3.6查找220KV＃1母线并隔离故障点；

若故障点在1A段，则拉开201－1刀闸，送1B段运行。

若故障点在1B段，则拉开201－1刀闸，送1A段运行。

若保护误动查明原因。

5.3.7对220kV＃1母线送电：

A、西正II线2351开关B：

西托线2321开关

C：

西平I线2311开关D：

西鹿线2361开关

5.3.8试送电成功后，恢复220kV母线方式；

将6kV厂用倒正常方式。

通知三期＃30A启备变2115开关已带电。

6、220kV＃2母线故障掉闸：

6.1故障现象；

6.1.1掉闸开关：

＃1主变2313开关＃4主变2363开关

西平II线2323开关西北线2333开关

西正I线2343开关西柳线2353开关

＃20启备变2134开关＃30B启备变2116开关

6.2处理方案：

6.2.1恢复＃20公用设备送电。

6.2.2合入＃10、＃20起备变6kV联络开关L12A、L12B，并对其二次压板做相应切换.

6.2.3查找并隔离故障点；

若故障点在2A段，则拉开202－2刀闸，送2B段运行。

若故障点在2B段，则拉开202－2刀闸，送2A段运行。

恢复母线；

6.2.4对220kV＃2母线送电：

西北线2333开关B：

西正I线2343开关

西平II线2323开关D:

西柳线2353开关

6.2.5试送电成功后，恢复220KV母线方式；

通知三期＃30B启备变2116开关已带电。

7、220kV母线全停：

7.1故障现象；

7.1.1所有与母线连接出线边开关均掉闸；

7.1.2西平I线、西北线、西正I线、西鹿线潮流增大。

7.2处理方案：

7.2.1保证厂用设备正常供电，做好机组安全停机的措施。

7.2.2＃1－4机组按频率、电压及线路电流接带有、无功负荷。

7.2.3危险点及控制：

7.2.3.1若2312开关再掉闸；

7.2.3.2后果：

A、平山站电压下降严；

B、＃1机组掉闸；

7.2.3.3措施：

A、在平山站事故拉路消除低电压问题；

B、保证＃1机组安全停机；

若＃1机组掉闸，查柴油机自启动，保安段电源切换正常。

立即开启交流润滑油泵，否则开直流油泵，检查润滑油压正常，汽机破坏真空。

保安段电源正常后、将锅炉1A、1B空预器开启。

否则人工盘车。

7.2.4断开710A、710B、6kV01A、01B段所有负荷开关。

7.2.5开一、二单元压缩空气联络门，保运行机组气源压力正常。

7.2.6通知水电厂将水源地变倒备用电源供电，（用备用管线向厂区供水）。

7.2.7查找并隔离故障点；

7.2.8对220kV＃1母线试送电：

A、西正II线2351开关B、西托线2321开关

C、西平I线2311开关D、西鹿线2361开关

送电成功后，恢复母线方式；

（必要时也应考虑检同期合环）。

通知三期＃30A启备变2115开关已带电。

7.2.92112开关及710A、710B、01A、01B、701A、701B开关送电正常后。

立即合入＃19公用变、＃1燃油变、＃10低备变、化学变、＃10网控变、＃1水源地变、＃10、11、12输煤变、＃1、10除灰变、＃1翻车机变、＃1修配变高压侧开关，合380V公用1动力中心419开关，正常后通知启动空压机，依次恢复化学段、网控段、＃1修配段、通知燃料、除尘将＃10、11、12输煤段、＃1翻车机段、＃1、10除灰段倒正常方式供电。

通知水电厂水源地变已送电，倒为正常方式供电。

7.2.10＃1机组启动，（锅炉上水按有关规定执行）正常后机组并网。

7.2.11对220kV＃2母线试送电：

A、西北线2333开关B、西正I线2343开关

C、西平II线2323开关D、西柳线2353开关

送电成功后，恢复母线方式（必要时也应考虑检同期合环）。

通知三期＃30B启备变2116开关已带电。

7.2.12若只有一条母线试送电成功，应将送电不成功母线转检修处理。

8、恶劣天气电网事故造成本厂220kV线路掉闸处理预案：

8.1我厂220kV母线为典型的3/2开关接线方式，母线共8回进出线，装机容量为4×

300MW。

8.24机4线运行：

8.2.1系统原因造成我厂4机4线运行，网控值班员应严密监视4条线路电流，当系统潮流分布改变造成4条线路中任一条线路电流超过1388A时，应及时汇报值长，适当降低机组负荷，至电流低于1388A。

8.2.2当4条线路中任1条线路电流超过1572A时，网控值班员应尽快通知值长，降低全厂机组负荷，至线路电流低于1388A。

如经5分钟仍无法将线路电流降至1572A，则立即停1台机组。

8.2.3当4条线路中任1条线路电流超过1672A时，网控值班员立即通知值长，15秒内紧急停1台机组。

8.2.4按调令恢复故障处理过程中所停线路。

8.34机2线运行：

8.3.1按以上（8.2.3）处理原则紧急停1台（或2台）机组。

8.3.2按调令恢复故障处理过程中所停线路。

8.4河北南网解列成几个区域电网时：

8.4.1值长（单元长）根据机组甩负荷或系统频率，判断为送端、还是受端电网，（送端部分电网频率升高，受端部分电网频率降低）。

8.4.2系统频率升高，值长（单元长）应立即降低机组出力，使频率下降，直至频率降到不低于49.80赫兹。

8.4.3系统频率降低，值长（单元长）应立即升高机组出力，使频率上升，直至频率升到49.80赫兹以上。

8.4.4以上处理及时汇报省调。

9、电网功率振荡处理预案：

9.1系统低频振荡：

9.1.1故障现象：

9.1.1.1发电机及线路有功功率、无功功率、电流表发生周期性摆动。

9.1.1.2发电机及厂用母线电压、系统电压小幅波动，电压可能超出规定值。

9.1.1.3发电机及系统频率表有小幅摆动。

9.1.2处理方案：

9.1.2.1迅速汇报省调值班员，同时退出机组AGC，听从省调统一指挥。

9.1.2.2在发电机出口电压不超过21kV的前提下，尽量增加发电机无功负荷。

9.1.2.3经采取上述措施后，如振荡未明显衰减，应申请省调值班员，根据系统频率增加或减小机组有功功率，改变当前运行工况。

9.1.2.4如振荡期间机组调速器出现异常，应将机组DEH方式由“自动”切“手动”运行，并由机组主值班员进行监视调整。

9.2系统异步振荡

9.2.1故障现象：

9.2.1.1发电机及线路有功功率、无功功率、电流表发生周期性剧烈摆动。

9.2.1.2发电机及厂用母线电压大幅摆动，发电机强励可能动作。

9.2.1.3发电机及系统频率表有大幅摆动。

9.2.1.4发电机和变压器发出有规律的轰鸣声。

9.2.1.5现场常规照明忽明忽暗。

9.2.1.6厂用6kV母线低电压保护可能动作。

9.2.2处理方案：

9.2.2.1迅速汇报省调值班员，同时退出机组AGC，听从省调统一指挥。

9.2.2.2在发电机出口电压不超过21kV的前提下，尽量增加发电机无功负荷。

9.2.2.3根据系统频率申请省调值班员，增加或减小机组有功功率，改变当前运行工况，使机组拉入同步。

9.2.2.4根据表计摆动方向判断振荡原因，如为本厂某台机组故障引起系统振荡，应立即申请省调值班员将故障发电机与系统解列。

9.2.2.5若系统振荡超过3－4分钟，应请示省调值班员将我厂发电机组逐台与系统解列，直至振荡消失。

9.2.2.6若为500kV系统发生振荡，220kV系统正常，应迅速将＃5、＃6机组厂用电倒为＃30A、＃30B起备变供电。

9.2.2.7如振荡期间发电机强励动作，在其动作时限（20秒）内，不得进行人为调整。

10、发电机变压器组（启、停）发生非全相运行处理预案：

10.1危险点；

10.1.1保护拒动，处理不及时。

10.1.2危险后果；

A、发电机负序电流感生的倍频电流，使发电机转子表层严重过热。

B、机组产生倍频振动，引起金属疲劳及机械损伤。

10.2处理方案：

10.2.1发电机变压器组启（停）并网操作时；

发生断路器非全相运行、无法断开，非全保护动作应启动断路器失灵保护，断开与其在同一母线上的所有断路器。

10.2.2非全保护动作启动断路器失灵保护，如保护未动作断开与其在同一母线上的所有断路器，立即采取措施，在短时间内手动断开与其在同一母线上的所有断路器。

（或同时到就地手捅掉开关）。

11、水源地电气系统故障处理预案：

11.1正常运行方式：

水电厂6kVI、II段母线由西厂工作电源供电，水电厂备用电源在自投备用状态。

11.1.1因西厂工作电源故障或水电厂6kV母线故障造成6kVI、II段母线失电，引起工作电源进线682开关跳闸应按如下步骤进行处理：

11.1.1.1如果备用电源进线680开关自投成功，立即恢复低压系统正常运行方式。

并与西厂单元长取得联系，经同意后，开启补充水泵。

11.1.1.2如果自投不成功，按下列步骤进行处理。

a）、如果自投装置未动作，应立即手动拉开工作电源682开关，抢合一次备用电源680开关。

b）、如果备用电源抢送不成功，水电厂值班员立即检查水电厂6kVI、II段母线，如果故障点在水电厂6kVI段母线，立即拉开母联683开关，隔离故障点，用备用电源进线680开关试送水电厂6kVII段母线。

如果故障点在水电厂6kVII段母线，立即拉开母联683开关，用工作电源进线682开关试送母线。

c）、如果故障是由于动力或低压厂变故障越级引起，隔离后立即用工作电源进线682开关试送母线。

d）、6kV母线恢复送电后，立即恢复低压系统正常运行方式。

11.2异常运行方式：

11.2.1西厂工作电源或水源变检修，6kVI、II段母线由水电厂备用电源供电。

a）、当发生水电厂备用电源故障引起水电厂备用电源进线680开关跳闸，水电厂值班员应立即检查保护动作情况，如果是水源备变回路主保护动作引起，应立即汇报西厂一单元单元长，尽快恢复工作电源供电。

同时对水电厂备用电源进行检查、试验，设法尽快恢复供电。

b）、由于水电厂6kVI、II段母线故障引起备用电源进线680开关跳闸，故障点明显，隔离后试送备用进线680开关。

如果试送不成功，将母线所有负荷拉开，试送空母线，送电正常后，将重要动力试送电首先开启，不重要动力测绝缘后才能送电。

c）、如果故障是由于动力或低压厂变故障越级引起，隔离后立即用备用电源进线680开关试送母线。

11.2.2水电厂备用电源检修，水电厂6kVI、II段母线由西厂水源地工作电源供电。

a）、当发生工作电源故障引起水电厂6kVI、II段母线失电，水电厂应立即通知西厂一单元单元长，西厂和水电厂值班员立即检查保护动作情况，如果是工作水源变回路主保护动作引起，西厂一单元单元长立即通知水电厂，尽快恢复备用电源供电。

同时对水电厂工作电源进行检查、试验，设法尽快恢复供电。

b）、由于水电厂6kVI、II段母线故障引起工作电源进线682开关跳闸，故障点明显，隔离后试送工作电源进线682开关。

c）、如果故障是由于动力或低压厂变故障越级引起，隔离后立即用工作电源进线682开关试送母线。

11.3事故处理原则和注意事项

a）、试送电时用失电法进行，防止非同期并列。

b）、事故处理期间水电厂与西厂一单元单元长保持联络，以便尽快处理事故。

c）、故障设备隔离后，立即做好安全措施，通知电气检修人员进行抢修。

d）、当发生水电厂母线失电，应立即汇报值长及发电部领导及相关专业。

11.4附：

水源地电气系统图

12、300MW机组正常运行中高加突然全停故障处理预案:

12.1组织协调：

正常运行中发现汽机高加运行中高加水位保护动作，突然全部解列，立即汇报单元长、机长，作好机组协调工作，同时要求炉侧三台CRT都要有人负责调整，一人负责调整水位，一人负责调整汽温，主值班员或机长负责燃烧调整，汽机侧CRT必须保证有一人负责监视和调整，在值长单元长或机长的指挥下，协调处理好该事故。

12.2针对不同负荷工况采取的故障处理方案：

12.2.1机组负荷在300MW满负荷运行时,发生高加突然故障切除时：

锅炉立即切除压力自调，停止上排给粉机，适当降低锅炉一二次风量，迅速降低锅炉热负荷，调节炉膛压力在规定范围内，联系汽机根据机前压力，始终保持在汽压不升高的前提下迅速降负荷到250—270MW（根据各参数控制情况），降负荷过程中保持主蒸汽压力呈下降的趋势。

注意汽包水位变化，必要时开启电动给水泵，维持给水量，调节水位稳定。

注意汽温调整，监视各受热面壁温情况，严禁锅炉受热面超温运行。

如果减温水量偏低可通过关小锅炉将主给水电动门的方法,提高减温水压力和流量，以保证汽温不超限造成打闸停机。

当工况参数稳定后，如电网系统需要高负荷运行时，值班员将汽机高调门逐渐开至100％，靠锅炉蒸汽压力来维持高负荷运行，高加全停后，由于季节的不同，机组负荷可维持在260—285MW，这时可通过调整汽压和给水压力，使汽温、水位稳定，维持受热面壁温不超限。

12.2.2当机组负荷在250—280MW运行时,发生高加突然故障切除时：

锅炉立即切除压力自调，停止上排给粉机，适当降低锅炉一二次风量，降低锅炉热负荷，调节炉膛压力在规定范围内，联系汽机根据机前压力，始终保持在汽压不升高的前提下迅速降负荷到250MW（根据各参数控制情况），降负荷过程中保持主蒸汽压力呈下降的趋势。

当工况参数稳定后，机组恢复到原带负荷数值。

12.2.3机组负荷在250MW以下运行发生高加突然故障切除时：

锅炉压力自调可以不切除，利用调节压力定值的方法，降低锅炉压力,如投入自调的给粉机转数低于350n/min，可根据当时情况逐个切除投入自调的给粉机，来提高其它投自调的给粉机转速，降低锅炉热负荷，调节炉膛压力在规定范围内，锅炉降压运行，直至电负荷恢复到高加切除前的原负荷值，同时根据汽温温升情况，适当加大减温水量，控制锅炉过热器左右侧出口温度不超限，必要时可通过关小主给水调整门提高减温水压力，以提高减温水量。

同时注意汽包水位变化，调节水位稳定。

12.3故障处理注意事项：

12.3.1汽机高加保护动作后，在处理过程中，严禁未经检验确认就盲目再次投入运行。

应在机组参数稳定后，检查确定高加水位高的原因，若确定无问题，方可按规定投运。

12.3.2在事故处理过程中，切除给粉机要注意炉膛压力变化调整和燃烧稳定性，同时注意保持合理的风粉配比。

12.3.4在汽机高加解列期间，监盘人员应密切监视、调整汽温、水位，注意各受热面壁温情况，严禁锅炉受热面超温运行。

12.3.5高加停运事故处理的过程中应避免压力的大幅度波动，做到压力平滑降低，避免大幅波动否则会给汽温和水位调节带来困难，甚至造成事故扩大。

12.3.6机组正常运行中发现高加突然解列，立即检查＃1、2、3段抽汽