电气事故预想0903.docx
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电气事故预想0903.docx
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电气事故预想0903
电气事故预想
1.凤庄线/1号主变5012开关测控屏通讯中断如何处理
1.1.现象
1.1.1.NCS画面上5012开关通讯中断报警
1.1.2.NCS画面上5012开关相关测控量失去
1.1.3.5012开关间隔及相邻间隔部分元件操作逻辑可能出现紊乱
1.2.原因
1.2.1.5012开关测控屏电源失去
1.2.2.5012开关通讯卡件故障
1.2.3.测控屏死机
1.3.处理
1.3.1.汇报值长。
1.3.2.电气值班员立即去就地检查5012开关测控屏装置,根据故障现象判断原因并及时汇报值长,立即联系检修处理。
1.3.3.如果为电源模块故障或者测控屏死机,则立即把凤庄线/1号主变5012开关测控屏上所有开关、闸刀及接地闸刀就地控制柜控制模式切换至就地控制模式,配合检修人员对故障进行处理。
1.3.4.如果为通讯卡件故障,则把凤庄线/1号主变5012开关测控屏“远方/就地”控制模式切换至就地控制,由检修人员对故障通讯卡件进行处理。
1.3.5.在故障未消除前,应加强监视,尽量减少操作。
如果在特殊情况下需要对凤庄线/1号主变5012开关间隔及相邻开关间隔进行就地操作或解锁操作,应严格按照网控规程相关规定执行。
1.3.6.在故障排除并经过一定时间的观察后,恢复正常运行方式。
2.500kV开关SF6压力低
2.1.现象
2.1.1.NCS画面上相应开关SF6压力低报警
2.1.2.NCS画面上相应开关SF6压力低闭锁开关重合闸
2.2.原因
2.2.1.开关SF6压力低触点坏,误报警
2.2.2.环境温度变化及开关SF6正常损耗致使SF6压力低
2.2.3.开关SF6泄漏
2.3.处理
2.3.1.NCS画面上相应开关SF6压力低报警,立即汇报值长。
2.3.2.电气值班员立即就地检查该开关SF6压力表指示值,低气压值至0.64MPa(黄色区域),立即联系检修确认SF6压力值正确、补气至额定气体压力0.75MPa(绿色区域)。
如现场确认开关SF6气体
有泄漏并无法处理,立即联系调度停运该开关。
2.3.3.开关SF6低气压值至分合闸闭锁压力0.61MPa(红色区域),SF6灭弧介质已不具备灭弧能力,不允许对开关进行分合闸操作,应立即将该开关改非自动。
联系调度停运该开关相邻开关后,隔离该开关联系检修处理。
2.3.4.在处理故障期间,应加强升压站潮流监视以及就地巡回检查。
故障处理完毕,尽快恢复正常方式。
2.3.5.就地观察开关SF6压力表指示时,注意安全距离,并从上风区靠近故障开关进行观察,注意人身防护。
3.网控UPS一段失电如何处理
3.1.现象
3.1.1.NCS画面上UPS母线电压异常报警
3.1.2.NCS画面上遥测数据可能出现异常
3.1.3.安稳装置异常报警
3.1.4.1、2号机组AVC异常报警
3.1.5.与调度通讯异常(通讯录音系统电源失去)或中断(调度操作票系统故障)
3.1.6.华东关口电能表异常
3.1.7.发电负荷计划曲线失去
3.1.8.GPS时钟系统异常
3.2.原因
3.2.1.UPS装置异常
3.2.2.UPS母线故障
3.3.处理
3.3.1.汇报值长。
3.3.2.电气值班员立即到就地检查故障情况,并随时向值长汇报。
3.3.3.如果是UPS逆变器或UPS装置模块故障致使不能自动切换供电回路,则可暂时退出相应UPS,切换
至UPS检修旁路供电,隔离UPS后由检修处理,及时恢复相关负荷。
3.3.4.如果是UPS母线故障致使供电中断,则应隔离母线后交检修紧急处理,故障消除后及时恢复UPS
正常运行。
在此期间应加强1、2号机组厂用电及500kV母线电压监视,全面检查NCS大屏报警及就地设备,确认关口电量表屏、调度数据传输屏、安稳切机装置、AVC装置自动切换正常。
如电源
异常,记录网调关口电量计量中断时间及期间负荷,及时向调度汇报相关网控设备运行情况。
4.机组正常运行,发电机出口PT一相一次保险熔丝熔断
4.1.现象
4.1.1.发电机和励磁变主要参数指示异常,发电机电度表指示异常
4.1.2.励磁调节器通道可能跟踪不正常
4.1.3.发电机保护大屏PT断线报警
4.1.4.发电机消谐装置报警
4.2.处理
4.2.1.汇报值长,如机组跳闸,则按机组跳闸处理。
4.2.2.如果发电机功率指示异常,影响协调,及时退出机组协调,做好机组调整。
4.2.3.如果无功一直增加、或功角增大明显发电机运行点有可能超出P-Q曲线的允许范围,而AVR通道没有切换,迅速将AVR控制切电流恒定方式,手动调节控制电压、无功。
如果AVR已经切至备用通道自动电压调节,无功稳定,则不需要手动干预。
4.2.4.联系保护班确认后,退出该熔断PT相关保护。
4.2.5.经设备部专业人员检查PT本体及二次回路无异常,做好安全措施,更换同型号PT保险,恢复PT
运行及相关保护。
4.2.6.如PT本体有故障,申请故障停机处理。
5.集控直流110V一段失电的处理
5.1.现象
5.1.1.失电110V直流段电压低报警,直流蓄电池或充电器熔断器熔断报警,充电器电源故障报警
5.1.2.6kV1A/1B/1C,汽机、锅炉、公用、除尘、保安段电气异常报警,相应段上负荷开关保护装置上指示灯灭
5.1.3.主变冷却器控制电源一路失去报警,高厂变及启备变冷却器控制电源失去报警,6kV1A/1B/1C段快切装置电源丢失报警,发变组及启备变保护屏上直流电源丢失报警,相关保护装置失电报警,发变组故障录波屏电源丢失报警
5.2.原因
5.2.1.人为误操作。
5.2.2.当两段直流母线并列运行时,母联保险熔断。
5.2.3.两段直流母线由分列运行改并列运行时,母联保险没有放上。
5.2.4.直流母线短路故障。
5.3.处理
5.3.1.立即汇报值长。
检查锅炉MFT装置电源或DEH装置电源切换是否正常。
5.3.2.如果人为误操作引起直流失电,立即停止操作,待值长令恢复停电母线。
5.3.3.如确认直流母线故障,将故障直流母线改为检修状态,联系检修处理。
5.3.4.在6kV和380V段将直流电源失去PC段工作进线开关内直流小母线小开关断开,合上PC段01A/01B母联开关内直流联络小开关,将失电直流小母线上的负荷电源倒至另一条直流母线。
5.3.5.单电源供电的发变组和启备变保护屏上,退出相应的跳闸出口压板。
双电源供电的发变组和启备变保护屏失电时,退出相应的跳闸出口压板,切换保护屏至正常电源供电运行正常后,投入相应的跳闸出口压板。
6.机组保安段一段失电处理
6.1.现象
6.1.1.保安段低电压报警
6.1.2.保安段工作电源跳闸,备用电源合闸失败,柴发联启
6.1.3.保安段上相应的负荷跳闸,备用辅机联启
6.1.4.脱硫保安备用电源失去
6.1.5.UPS主电源失去
6.2.原因
6.2.1.保安段所带负荷故障、保护越级动作跳保安段工作电源进线开关
6.2.2.保安段母线故障
6.2.3.人为误操作引起
6.3.处理:
6.3.1.保安段一段母线失电时,机炉侧均应及时检查失电段所带重要负荷(小机油泵、密封油泵、风机油
站\EH油站\炉火检风机\空压机控制电源)的备用设备自动联启正常,否则应立即手动启动,防止机组跳闸。
6.3.2.保安一段失电时,磨煤机可能跳闸,按磨煤机跳闸处理。
6.3.3.如果机组跳闸,按机组跳闸处理。
6.3.4.保安段发生单段失电(外部原因)时,应检查保安各段所带双路电源负荷的自动切换正常。
6.3.5.保安段所带负荷故障、保护越级动作跳保安段工作电源进线开关造成失电时,如果故障点明显时,将其隔离后恢复保安段送电;如果故障点不明确时,应将保安段所带负荷全部拉出,保安段母线测绝缘正常后恢复母线带电,各个负荷逐一测绝缘逐一送电。
6.3.6.如保安A段(保安B段)母线有明显的故障时,则应将母线电源隔离,将保安段所带负荷全部拉出,布置安全措施、联系检修处理。
6.3.7.如工作进线开关误掉引起、或电源失去后又恢复时,检查无异常后将保安段电源切回到工作电源接带。
6.3.8.如果保安段备用电源先恢复正常后,保安A段(保安B段)母线由柴油机供电切到备用电源供电。
6.3.9.保安段恢复正常运行方式时,注意油站电源切回主路时造成再次油泵跳闸。
6.3.10.UPS由直流电源带时,注意检查蓄电池运行情况。
7.380V汽机母线1A或1B段失电处理
7.1.现象
7.1.1.汽机段母线电压低报警,汽机段低压开关或高压开关灰色闪光,失压汽机段母线所接MCC段PT柜异常报警
7.1.2.380V保安段切至备用电源供电,UPS旁路电源失去报警,主变、高厂变冷却器电源(工作或备用)故障报警,励磁变冷却器电源故障报警
7.1.3.失压汽机段母线所带定冷泵等辅机跳闸,备用辅机可能联启
7.2.原因
7.2.1.汽机段上负荷故障,负荷开关拒动,造成开关越级跳闸
7.2.2.汽机段母线故障,保护动作,汽机段失电
7.2.3.汽机变本体故障,汽机变保护动作
7.3.处理
7.3.1.立即检查定冷泵等备用辅机联启正常,检查保安段自动切至备用电源供电正常,UPS由工作电源供电正常,检查汽机各阀门状态显示正确。
7.3.2.检查主变、高厂变冷却器电源切换正常。
就地检查汽机变高低压开关、母线PT柜电气保护动作情
况。
7.3.3.检查现场设备情况,根据是否有过热现象,有无异味,有无放电痕迹等判断故障性质,汇报单元长。
7.3.4.若汽机段低压进线开关过流、速断保护动作,严禁手动抢合进线开关的方法再次送电,应检查并隔离故障点后,测母线绝缘正常后试送。
7.3.5.若为变压器本体故障,将变压器改至冷备用状态,断开汽机段上负荷,测母线绝缘正常,用汽机段母联开关送电,逐步恢复失压汽机段上负荷。
通知检修处理,根据情况将故障变压器改至检修状态。
7.3.6.若现场检查无明显故障点,联系检修人员检查保护装置、怀疑保护误动引起,则经测量变压器及母线绝缘正常后可重新送电,试送电不成功则不能再次强送,联系检修处理。
7.3.7.失压母线恢复后,夏季应优先考虑恢复励磁变冷却器电源。
7.3.8.将事故处理及保护动作情况做好记录。
8.发电机三相电流超载的处理
8.1.1.发电机过负荷时,首先汇报值长、单元长。
8.1.2.当发电机定子过负荷时,先检查功率因数及发电机电压,用减励磁的方法降低定子电流到正常,但不得使发电机电压过低,如果减励磁无效,应降负荷处理。
8.1.3.当转子电流超限或过励限制器动作时,检查功率因数及电压,适当的减少无功以降低转子电流,同时汇报网调。
8.1.4.事故过负荷时(如系统故障,系统电压低等)导致强励动作时,动作时间内不得人为干预,动作结束后或发电机温度不允许时,应立即降低定子、转子电流到正常。
8.1.5.发电机在过负荷运行时,应加强发电机定子绕组温度,主变绕组温度以及油温的监视。
8.1.6.调整无功时,退出机组AVC控制方式。
9.发电机三相电流不平衡的处理
9.1.1.汇报值长、单元长。
9.1.2.远方、就地核对发电机、主变三相电流,判断是否由测量回路引起的,若是由于测量回路引起的,通知检修处理测量回路。
9.1.3.当发电机三相电流不平衡,负序电流超限报警时,应立即检查厂用电系统、励磁变是否有缺相运行,密切监视发电机各运行参数以及负序电流,做好随时停机的准备工作。
9.1.4.当负序电流小于10%额定值,最大定子电流小于额定值的情况下,允许继续运行,但需要联系检修查明原因并设法消除。
9.1.5.当负序电流大于10%额定值,最大定子电流大于额定值时,应降低有功和无功,设法将负序电流、定子电流降至许可范围内,通知检修查明原因并消除。
9.1.6.若无法及时查明原因并消除,汇报总工(生产副经理),申请故障停机。
9.1.7.若因系统原因引起的电流不平衡(查500kV线路三相电流),应及时汇报调度。
9.1.8.若发电机三相电流不平衡是由于机组内部故障引起的,则应立即将故障机组解列。
9.1.9.系统恢复正常后,应核实复位有关信号并做好记录。
10.6kV1A段失电处理
10.1.现象
10.1.1.6kV1A段母线电压及工作进线开关电流指示为0;6kV1A段下所有辅机开关跳闸;1A汽机变、1A
锅炉变、1A除尘变对应的380VPC母线失电,母线电压指示为0。
10.1.2.380V保安1A段自动切至备用电源运行,若自投不成功,则柴发自启正常;1A、1B、1D磨煤机跳
闸,大屏报警;机组负荷下降,炉膛负压波动。
10.2.处理
10.2.1.立即汇报值长、单元长。
10.2.2.确认有关辅机是否自启,特别注意循泵、凝泵、开冷泵,闭冷泵、密封风机、定冷泵等自启,若未自启动,应抢合一次。
10.2.3.检查1A、1B、1D磨煤机跳闸,投入相应油枪及等离子助燃。
检查RB动作正确,负荷下降,手动
控制锅炉燃烧,稳定机组运行。
10.2.4.检查#1主变、#1A、#1B高厂变运行正常,各参数正常,冷却风扇运行正常。
10.2.5.确认380V保安1A段已自动切至备用电源运行或柴发自启成功,否则,应手动处理。
10.2.6.检查1A前置泵跳闸,1A小机跳闸,转速下降,顶轴油泵自启,盘车装置自动投入。
10.2.7.及时调整机组负荷及有关运行参数,维持机组稳定运行:
10.2.7.1.确认跳闸的送、引风机,一次风机进、出口挡板,动、静叶关闭,检查运行风机正常,电流不超限。
10.2.7.2.检查确认炉膛负压,一次风压,炉总风量在正常范围内,若控制不正常,撤至手动调整后再投自动。
10.2.7.3.检查跳闸磨煤机的出口门、冷/热风挡板关闭,严密监视运行磨煤机的一次风量正常。
10.2.7.4.检查给水自动调整正常,必要时启动电泵运行。
10.2.7.5.及时调整主蒸汽温度在正常范围。
10.2.7.6.若锅炉转入湿态时,注意储水罐水位,及时投入361阀自动。
10.2.7.7.检查高低加、除氧器、热井水位调节正常。
10.2.7.8.检查轴封压力,温度正常,主机振动,真空等参数均在正常范围内。
10.2.8.将失电的380VPC倒至联络开关供电,采用冷倒的方法(先拉后合),将对应的低压厂变隔离,恢复低压侧设备正常运行。
10.2.9.查找6kV1A母线失电原因,对失电母线进行检查,测量母线绝缘情况,若母线无故障,用启备变
对6kV1A段母线送电。
10.2.10.若是因6kV1A下某负荷保护动作,开关拒动造成6kV1A母线失电,隔离此负荷后,恢复6kV1A段母线供电,用启备变对6kV1A段母线送电。
10.2.11.若是母线本身故障,隔离6kV1A段并转检修,通知检修处理。
11.6kV1C段失电处理
11.1.现象
11.1.1.6kV1C段母线电压及工作进线开关电流指示为0;6kV1C段下所有辅机开关跳闸。
11.1.2.01A网控变、01A循泵变、01A除灰渣变、01A厂前区变、01A检修变、01A照明变、01A化水变、01A净水变、01A公用变对应的380VPC母线失电,母线电压指示为0。
11.1.3.辅助厂房A段母线失电;运行中的01A、01B、01C空压机跳闸,备用空压机自启;#1机电泵电源失去,输灰空压机01A、01B、01C跳闸;消防水泵电源失去;凝结水精处理A段失电。
11.2.处理
11.2.1.汇报值长、单元长。
11.2.2.立即检查空压机运行情况,检查备用空压机自启正常,否则手动启动,根据需要可将杂用空压机切为仪用。
11.2.3.检查01C燃油泵跳闸,01B燃油泵自启,否则手动启动。
11.2.4.辅助厂房A段失电,通知外围检查相应的备用辅机(输灰空压机,补给水泵,输煤系统等)自启正常,否则手动启动。
11.2.5.检查母线失电原因,确定故障原因及范围。
查厂用电快切装置是否动作正常,若失电因其未动作,查明原因并处理。
11.2.6.查6kV1C段母线低电压保护动作情况,派巡检就地检查6kV1C段母线以及6kV1C段母线下各负荷
开关保护动作情况,若因某一负荷开关拒动而造成6kV1C段失电,应立即将此负荷隔离检修,查明6kV1C段母线无异常,用启备变对6kV1C段母线送电。
11.2.7.若查明6kV1C段母线无故障,6kV1C段母线低电压保护动作正确,各相应开关跳开,测母线绝缘正常,可用备用电源抢送一次,若不成功不得再送。
11.2.8.若6kV1C段母线短时无法恢复供电,将失电的380PC段采用冷倒的方法倒至母联开关供电,辅助
厂房采用冷倒的方法倒至母联开关供电。
11.2.9.若为6kV1C段母线本身故障,将母线隔离检修。
11.2.10.做好汽泵跳闸,电泵不自启的事故预想。
12.主变、高厂变冷却器电源失去处理
12.1.1.应立即汇报值长、单元长,联系检修。
12.1.2.准确记录冷却器停运时间。
12.1.3.及时降低变压器负荷,监视变压器顶层油温不得超过规定值。
12.1.4.迅速查明原因,尽快恢复冷却装置运行。
远方控制失灵时,应采用就地启动方式。
12.1.5.如不是冷却器自身原因故障,而又不能短期恢复时,可让检修人员从别的MCC开关柜引入临时电
源,恢复冷却器运行。
12.1.6.在冷却器恢复正常前,可通过人工加装风扇或少量水淋方式来降低变压器本体温度。
12.1.7.如电源实在无法恢复,且变压器顶层油温已达到保护定值或冷却器全停的持续时间已达规定值
时,应停止变压器运行。
(高厂变的顶层油温一般不得超过85℃,最高不得高于95℃,主变顶层
油温一般不得超过75℃,最高不得超过85℃。
)
12.1.8.对于单相的主变,任何一相主变冷却器全停引起超温,都应降负荷或停止变压器运行。
12.1.9.对于强迫油循环风冷的主变,冷却器全停时可在额定负荷下运行20min,20min后顶层油温度值
如上升到75℃则启动跳闸;如顶层油温度值不超过75℃,可继续运行,但最长运行时间不超过1
小时。
超过后直接按停机相关规定处理。
12.1.10.如果单是高厂变冷却器电源无法恢复,可以直接切换至启备变供电。
13.主变压力释放动作
13.1.现象
13.1.1.主变压力释放发信报警。
13.1.2.主变重瓦斯保护可能动作。
13.1.3.主变突发压力可能发信报警。
13.1.4.就地压力释放阀动作喷油。
13.1.5.主变油位可能高报警。
13.1.6.发电机电流和主变电流可能异常波动。
13.2.原因
13.2.1.变压器内部故障,重瓦斯等保护拒动,使变压器内部压力过高。
13.2.2.压力释放定值过低,在重瓦斯保护动作前就开始动作。
13.2.3.主变油位过高,当环境温度和负荷高时,使压力释放阀动作。
13.2.4.二次回路故障,压力释放误发信号。
13.3.处理
13.3.1.汇报值长、单元长,巡检就地检查变压器(就地检查时做好相应的安全措施),通知检修。
13.3.2.如果重瓦斯等保护拒动,压力释放动作喷油,马上按“发变组跳闸”按钮(两个)停用发变组。
13.3.3.运行人员可以根据压力释放、瓦斯、突发压力、电流等信号综合判断,如同时出现可马上停运发变组。
13.3.4.如果变压器冒烟着火,按变压器着火处理。
13.3.5.如果二次回路故障使压力释放误动,通知检修处理。
14.主变/高厂变绝缘套管漏油
14.1.现象
14.1.1.瓷件裂纹漏油。
14.1.2.可能有局部闪络。
14.1.3.套管内油位明显下降。
14.1.4.漏油套管温度会升高。
14.2.原因
14.2.1.工艺水平不良。
14.2.2.雷击等原因。
14.3.处理
14.3.1.汇报值长、单元长,通知检修。
14.3.2.如果套管破裂大量漏油,立即停运变压器。
14.3.3.如果瓷瓶完好,但漏油造成局部放电或温度明显升高,立即申请停运该变压器。
如果是高厂变立即切换至启备变。
14.3.4.如果瓷瓶完好,轻微漏油油位可见,温度没有升高,立即联系检修处理。
14.3.5.套管漏油就地检查时,做好安全措施,防止瓷瓶炸裂威胁人身和设备安全。
15.网控直流一段失电
15.1.现象
15.1.1.500kV所有开关报直流电源1或2消失。
15.1.2.500kV部分开关报失灵保护直流电源消失。
15.1.3.两条线路,各有一套线路保护装置失电报警。
15.1.4.两条母线,各有一套母差保护装置失电报警。
15.1.5.一套安控切机装置报直流电源失去。
15.1.6.短线保护有一套失电报警。
15.1.7.失电直流母线电压电流都到0。
15.1.8.网控PC一段直流电压小母线电源失去。
15.2.原因
15.2.1.人为误操作。
15.2.2.当两段直流母线并列运行时,母联保险熔断。
15.2.3.两段直流母线由分列运行改并列运行时,母联保险没有投运。
15.2.4.直流母线短路故障。
15.3.处理
15.3.1.汇报值长、单元长,通知检修。
15.3.2.如果人为误操作引起直流失电,恢复直流母线电压时应采取防止保护误动的措施。
15.3.3.在间隔层,检查所有测控屏电源切换正常,测控屏运行正常。
如果切换失败,按测控屏故障处理(将所属开关、闸刀、地刀切至“就地”再恢复测控屏电源)。
15.3.4.在网控楼保护间,将失电线路保护改为信号,将失电母差保护改为信号,将失电的开关保护改为信号,将失电的安控切机装置改为信号(在间隔层内)。
如果有短线保护投入运行的,将失电短线保护改为信号。
15.3.5.在网控PC段,将直流电源失去的网控PC段工作进线开关内直流小母线小开关断开,合上网控PC
01A/01B母联开关内直流联络小开关。
15.3.6.如果人为误操作这时可以恢复原运行方式,恢复直流母线电压后,失电保护装置得电正常后将保护装置改为跳闸,如果是带出口压板的保护装置,要测出口压板无异极性电压。
恢复网控PC段直
流小母线正常方式。
15.3.7.如果直流母线故障将直流母线改为检修状态,联系检修处理。
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