电气、汽机、锅炉运行技术及事故预想处理方法【精】
反事故技术措施
（电气部分）
目录
1. 预防500K V系统断路器灭弧室烧损、爆炸 (04)
2. 预防套管支持瓷瓶和绝缘提升杆闪落、爆炸 (04)
3. 预防500K V断路器拒分、拒合和误动等操作事故 (05)
4. 预防直流操作电源故障引起500K V断路器拒动、烧损 (06)
5. 预防500K V断路器进水受潮 (07)
6. 预防500K V断路器液压机构漏油、慢分 (07)
7. 预防500K V GIS机械损伤 (08)
8. 预防500K V SF6气体断路器漏气、污染 (09)
9. 预防500K V GIS载流导体过热 (09)
10. 预防500K V GIS开关柜事故 (09)
11. 预防500K V隔离开关事故 (10)
12. 预防500K V GIS接地开关和快速接地开关事故 (10)
13. 预防6K V开关爆炸损坏事故 (10)
14. 预防6K V开关拒分、拒合和误动等操作事故 (12)
15. 预防6K V配电装置机械损伤 (12)
16. 预防6K V开关柜事故 (13)
17. 预防变压器绝缘损坏事故 (14)
18. 预防铁芯多点接地和短路故障 (20)
19. 预防套管闪络及爆炸事故 (20)
20. 预防引线故障 (21)
21. 预防分接开关事故 (21)
22. 防止变压器油劣化 (22)
23. 防止变压器火灾事故 (23)
24. 防止电缆火灾事故 (23)
25. 防止电气误操作事故 (25)
26. 防止发电机损坏事故 (27)
27. 防止厂用电动机损坏事故 (32)
28. 防止发电机氢系统漏氢、爆炸和着火事故 (34)
29. 防止全厂停电事故 (35)
30. 防止变压器损坏事故 (40)
31. 预防直流操作电源故障引起断路器拒动、烧损 (41)
32. 500K V GIS设备防误操作措施 (42)
1 预防500kV系统断路器灭弧室烧损、爆炸
1.1应根据我公司500kV系统可能出现的最大运行方式及可能采用的各种运行方式，每年定期核算设备安装地点的短路电流。如开关设备实际短路电流不能满足要求则应采取如下措施，确保设备的安全运行。
1.1.1合理改变系统运行方式，限制和减小系统短路电流。
1.1.2采取有效的限流措施限制短路电流。
1.1.3在继电保护上采取相应的措施，如控制断路器的跳闸顺序等。
1.2应经常注意监视SF6气体的压力，依据SF6气体“温度-压力”曲线对压力过低或漏气的开关应及时处理。
1.3根据开关的实际情况和有关规程的规定认真做好SF6气体压力表和压力继电器的校验工作，确保开关的SF6气体压力降低到报警值时能报警、到闭锁值时能可靠闭锁。
1.4当断路器液压机构打压频繁或突然失压时应申请停电处理。必须带电处理时，检修人员在未采取可靠防慢分措施（如加装机械卡具）前，严禁人为启动油泵，防止由于慢分使灭弧室爆炸。
1.5开关设备应按规定的检修周期和具体短路开断次数及状态进行检修，做到“应修必修，修必修好”。不经检修的累计短路开断次数，按断路器技术条件规定的累计短路开断电流或检修工艺执行。没有规定的，则可根据现场运行、检修经验由主管总工程师参照类似开关设备检修工艺确定。
2 预防套管支持瓷瓶和绝缘提升杆闪落、爆炸
2.1根据我公司的地理环境和现场的污秽程度，应采取下列防污闪措
施：
2.1.1严密监视配电室的湿度情况，如湿度过高应采取必要措施。2.1.2定期对瓷套或支持瓷瓶进行清洗。
2.1.3采取必要措施防止设备瓷套漏气、进水。
2.1.4在室外设备的瓷套或支持瓷瓶上涂RTV硅有机涂料或采用合成增爬裙。
2.1.5新装投运的开关设备必须符合防污等级要求。
2.2加强对套管和支持瓷瓶内部绝缘的检查。为预防因内部进水使绝缘降低，除进行定期的预防试验外，在雨季应加强对绝缘油的绝缘监视。
2.3新装或大修后的断路器绝缘拉杆，在安装前必须进行外观检查，不得有开列起皱、接头松动及超过允许限度的变形。除进行泄漏试验外，必要时应进行工频耐压试验。运行的断路器如发现绝缘拉杆受潮应进行烘干处理，不合格者要进行更换。
2.4绝缘套管和支持瓷瓶各连接部位的橡胶密封圈应采用合格品并妥善保管。安装时应无变形、位移、龟裂、老化或损坏。压紧时应均匀用力并使其有一定的压缩量。避免用力不均或压缩量过大使其永久变形或损坏。
3.预防500kV断路器拒分、拒合和误动等操作事故
3.1应加强对操动机构的维护检查。机构箱门应关闭严密，箱体应防水、防灰尘和小动物进入，保持内部干燥清洁。机构箱应有通风和防潮措施，以防线圈、端子排等受潮、凝露、生锈。液压机构箱应有隔
热防寒措施。
3.2对于辅助开关要采取如下措施
3.2.1辅助开关安装牢固，防止因多次操作松动变位。
3.2.2应保证辅助开关接点转换灵活、切换可靠、接触良好、性能稳定，不符和要求时应及时调整或更换。
3.2.3辅助开关和机构间的联接应松紧适当、转换灵活，并满足通电时间的要求。连杆锁紧螺帽应拧紧，并采用防松措施，如涂厌氧胶等。
3.2.4严格禁止随意变动辅助开关和机构间的联接。
3.3断路器操作机构大修后，应检查操动机构脱扣器的动作电压是否符合30%和65%额定操作电压的要求。在80%额定操作电压下，合闸接触器是否动作灵活，且吸持牢靠。
3.4分合闸铁芯应动作灵活，无卡涩现象，以防拒分或拒合。
3.5断路器大修后各传动机构运动部分应保持润滑动作灵活，无卡涩现象。
3.6长期处于备用状态的断路器应定期进行分、合操作检查。在低温地区还应采取防寒措施和进行低温下的操作试验。
4.预防直流操作电源故障引起500kV断路器拒动、烧损
4.1直流操作电源均应保证断路器合闸电磁铁线圈通电时的端子电压不得低于标准要求。对电磁操动机构合闸线圈端子电压，当关合电流小于50kA（峰值）时不低于额定操作电压的85%，并均不得高于额定操作电压值的110%，以确保合闸和重合闸的动作可靠性。不能满足上述要求时，应结合具体情况予以改进。
断路器操作时，如合闸电源电缆压降过大，不能满足规定的操作电压时，应更换成截面大的电缆以减小压降。
4.2 500kV GIS两路直流电源保证可靠。
4.3直流系统绝缘监察装置可靠投入，发生直流系统接地时及时处理，确保向各个负荷供给稳定的直流电源。
4.4应定期检查直流系统各级熔丝配置是否合理，熔丝是否完好，操作箱是否进水受潮，二次接线是否牢固，分、合闸线圈有无烧损。
5.预防500kV断路器进水受潮
5.1为防止液压机构储压缸氮气室生锈，应使用高纯氮（微水含量小于20μL/L）作为气源。
5.2对于大修或将要补充SF6气体的断路器，要及时检测SF6气体的微水含量。
5.3对断路器除定期进行预防性试验外，在雨季应增加检查和试验次数。
5.4配电室内应保持通风和空气干燥，以防潮气侵入灭弧室造成凝露。
6 预防500kV断路器液压机构漏油、慢分
6.1预防漏油措施
6.1.1新装或检修断路器时，应彻底清洗油箱底部，并对液压油用滤油机过滤，保证管路、阀体无渗漏和杂物。
6.1.2液压机构油泵启动频繁或补压时间过长，应检查原因并应及时停电处理。
6.1.3处理活塞杆漏油时，应同时检查处理微动开关，以保证微动开
关动作可靠。
6.2防止失压后重新打压慢分。液压机构发生失压故障时必须及时停电处理。若断路器不能停电处理，在运行状态下抢修时，为防止重新打压造成慢分，必须采取以下措施：
6.2.1失压闭锁后，未采取防慢分措施前严禁人为启动油泵打压。
6.2.2在使液压系统泄压前应将卡具装好，也可将工作缸与水平拉杆的连接解脱。严禁使用铁板、钢管支撑或钢丝绑扎。处理完毕重新打压到额定压力后，按动合闸阀使其合闸，如卡具能轻易取下或圆柱销能轻易插入，说明故障已排除，否则仍有故障，应继续修理，不得强行取下卡具。
6.2.3应定期检查合闸保持弹簧在合闸位置时的拉伸长度。并调整到制造厂规定的数据。对断路器进行检查时，应检查合闸位置液压系统失压后，水平拉杆的位移不超过制造厂的规定。
7 预防500kV GIS机械损伤
7.1在设备安装或大修时各种瓷件或盆式绝缘子的联结和紧固应对称均匀用力，防止用力过猛损伤瓷件。
7.2检修时应对开关设备的各联结拐臂、联板、轴、销进行检查，如发现弯曲、变形或断裂，应找出原因，更换零件并采取预防措施。
7.3调整开关设备时应用慢分慢合检查有无卡涩，各种弹簧和缓冲装置应调整和使用在其允许的拉伸或压缩限度内，并定期检查有无变形或损坏。
7.4开关设备基础支架设计应牢固可靠，不可采用悬臂梁结构。
7.5为防止机械固定联结部分操作松动，应采用厌氧胶防松。
7.6均压电容器安装时，防止因“别劲”引起漏油，发现漏油应予处理或更换。
7.7断路器的缓冲器要调整适当。在调试时应特别注意检查缓冲行程和触头弹跳情况，以验证缓冲器性能是否良好，防止由于缓冲器失效造成拐臂和传动机构损坏。
7.8当断路器灭弧室大修而拆一端灭弧室时，另一端应设法支撑。7.9为防止运行中的SF6断路器及GIS绝缘拉杆拉脱事故的发生，应监视分、合闸指示器处绝缘拉杆相连的运动部件相对位置有无变化，以便及时发现问题。
8.预防500kV SF6气体断路器漏气、污染
8.1新装或检修SF6开关必须严格按照GB、DL/T SF6气体和气体绝缘金属封闭开关设备有关技术标准执行。
8.2 500kV GIS室内应设置一定数量的氧量仪和SF6浓度报警仪。人员进入设备区前必须先行通风15min以上。
8.3当SF6开关发生泄漏或爆炸事故时，工作人员应按安全防护规定进行事故处理。
8.4运行中SF6气体微量水分或漏气率不合格时，应及时处理，处理时SF6气体应予以回收，不得随意向大气排放，以免污染环境及造成人员中毒事故。
8.5密度继电器及气压表应结合安装、大小修定期校验。
8.6 严密监视SF6气体在线压力，观察压力变化趋势。
8.7 SF6气体开关应按有关规定定期进行微水含量和泄漏的检测。
9 预防500kV GIS载流导体过热
9.1用红外线测温仪检查开关设备的接头部，特别在高峰负荷或盛夏季节，要加强对运行设备温升的监视，发现不合格应及时处理。9.2对装置上有铜铝过度接头的地方要定期检查。
9.3在交接和预防性试验中，应严格按照标准和测量方法检查接触电阻。
10 预防500kV GIS开关柜事故
10.1新建、扩建和改造工程中，应选用加强绝缘型高压开关柜，特别是污秽地区必须选用加强型且母线室封闭的高压开关柜。
10.2在开关柜配电室配置通风防潮设备，在梅雨、多雨季节或需要时启动，防止凝露导致绝缘事故。
10.3应加强柜内二次线的防护，二次线应由阻燃型软管或金属软管包裹，防止二次线损伤。
10.4完善开关柜五防功能，避免和减少人身设备事故。
11 预防500kV隔离开关事故
11.1坚持隔离开关定期大小修制度。不能按期大修者应增加临修次数。
11.2对久未停电检修的的母线侧隔离开关应积极申请停电检修或带电检修，防止和减少恶性事故的发生。
11.3结合电力设备预防性试验加强对隔离开关转动部件、接触部件、操动机构、机械及电气闭锁装置的检查与润滑，并进行操作试验，防
止机械卡涩、触头过热、绝缘子断裂等事故的发生，确保隔离开关运行的可靠性。
11.4应及时对存在问题较多的隔离开关传动部件、操动机构和导电回路等进行完善化改造。
12 预防500kV GIS接地开关和快速接地开关事故
12.1为了防止接地开关或快速接地开关传动杆与机构之间的脱离，应定期检查两者之间轴销两侧的卡簧是否完好，并涂上适当的硅脂油防止卡簧由于生锈而脱落，避免带地刀送电事故的发生。
12.2应定期检查接地开关或快速接地开关的闭锁装置。
13 预防6kV开关爆炸损坏事故
13.1 操作前应检查开关及所带设备的地刀、接地线是否全部拆除，防误装置是否正常。
13.2 设备或开关在检查和检修后，送电之前要对开关、电缆及设备进行摇绝缘正常方可送电。
13.3 开关操作前要检进控制回路、辅助回路均正常，储能机构已储能，具备运行条件。
13.4 选择符合要求的F+C回路熔断器。
13.5 为防止开关灭弧室烧损及爆炸，应合理调整系统运行方式，对开关开断容量不足的开关必须限制、调整、改造、更换。
13.6 合理改变系统运行方式，限制和减少系统短路电流，禁止6kV 系统退出接地变运行。
13.7 从继电保护上采取相应措施，辅助一次设备、控制开关的跳闸
顺序，对有过流闭锁的回路，必须可靠的实现闭锁。
13.8 经常注意监视开关灭弧室灭弧介质的运行状况，如真空度、气压等，发现开关的灭弧介质渗漏时应及时通知检修处理，严禁在开关严重缺乏灭弧介质的情况下运行。
13.9 在发现开关漏泄且不能维持正常运行时，应立即通知检修进行加装机械锁，防止开关分闸。对于一些允许的开关控制回路，必要时可断开开关的控制电源，固定开关状态。
13.10 应根据系统可能出现的最大运行方式及可能采用的各种运行方式，每年定期核算设备安装地点的短路电流。如开关设备实际短路电流不能满足要求则应采取如下措施，确保设备的安全运行。
13.11开关设备应按规定的检修周期和具体短路开断次数及状态进行检修，测定分闸、合闸时间，做到“应修必修，修必修好”。不经检修的累计短路开断次数，按断路器技术条件规定的累计短路开断电流或检修工艺执行。没有规定的，则可根据现场运行、检修经验由主管总工程师参照类似开关设备检修工艺确定。
14 预防6kV开关拒分、拒合和误动等操作事故
14.1应加强对操动机构的维护检查。开关柜门应关闭严密，开关柜防护等级符合要求，电缆孔洞封堵完好，保持内部干燥清洁。开关柜应有通风和防潮措施，以防线圈、端子排等受潮、凝露、生锈。14.2对于辅助开关要采取如下措施
14.2.1辅助开关安装牢固，防止因多次操作松动变位。
14.2.2应保证辅助开关接点转换灵活、切换可靠、接触良好、性能
稳定，不符和要求时应及时调整或更换。
14.2.3辅助开关和机构间的联接应松紧适当、转换灵活，并满足通电时间的要求。
14.2.4严格禁止随意变动辅助开关和机构间的联接。
14.3开关操作机构大修后，应检查操动机构的动作电压是否符合30%和65%额定操作电压的要求。在80%额定操作电压下，合闸接触器是否动作灵活，且吸持牢靠。
14.4分合闸铁芯应动作灵活，无卡涩现象，以防拒分或拒合。
14.5 防误闭锁装置电气、机械闭锁可靠。
14.6开关大修后各传动机构运动部分应保持润滑动作灵活，无卡涩现象。
14.7长期处于备用状态的开关应定期进行分、合操作检查。
15 预防6kV配电装置机械损伤
15.1 6kV开关柜的安装按照厂家要求从中间向两侧安装，用地脚螺钉或焊接方式固定在基础框架上。
15.2在设备安装时要注意母线应与支持瓷瓶垂直，两者不应有过大的扭力，若发现瓷瓶有损伤应及时更换，并检查原因。
15.3各种瓷件的联结和紧固应对称均匀用力，防止用力过猛损伤瓷件。
15.4 检修时应对开关设备的各联结拐臂、联板、轴、销进行检查，如发现弯曲、变形或断裂，应找出原因，更换零件并采取预防措施。
15.5调整开关设备时应用慢分慢合检查有无卡涩，各种弹簧和缓冲
装置应调整和使用在其允许的拉伸或压缩限度内，并定期检查有无变形或损坏。
15.6在检修维护中，应注意不要将扳手、钳子等锐器伤及灭弧室外壳，不要损坏绝缘隔板。
15.7在检修维护中不要将开关低部的导向板随意拆卸，如确实因为导向板问题使得开关不能到达工作位置，应及时调整，否则会因开关与轨道偏离而对动静触头造成伤害。
16预防6kV开关柜事故
16.1开关柜中的绝缘件（如绝缘子、套管、隔板和触头罩等）应采用阻燃性绝缘材料。
16.2在开关柜配电室配置通风防潮设备，开关柜的温湿度控制器根据需要投入自动，防止凝露导致绝缘事故。
16.3进行母线和柜间隔离是防止开关柜事故的有效措施。另外应加强柜内二次线的防护，二次线应由阻燃型软管或金属软管包裹，防止二次线损伤。
16.4对五防功能不完善的开关柜应完善其五防功能，避免和减少人身设备事故。
16.5 保证电弧光保护正确、可靠投入。
16.6坚持定期检修维护，一般2～5年进行一次检查和保养。开关柜发现缺陷应立即进行维修处理。
17 预防变压器绝缘损坏事故
17.1 运行中的变压器应检查各部位渗油现象，变压器本体无积水，
以防止水分和空气进入变压器引起变压器绝缘损坏
17.2 变压器的呼吸器的油封应保持一定油位并保持畅通，干燥剂保持干燥，保证吸湿效果良好
17.3 定期检查保证变压器的安全释压阀完好，防止与空气直接连通，造成变压器的油中水份含量增大，使油的绝缘性能变坏。
17.4 在给变压器补油时，应注意储油柜中的油质合格，防止补油而引起油质恶化，并且禁止由变压器的底部给油箱补油，防止空气和油箱底部杂质进入变压器身中，特别是防止金属杂质进入变压器内部。
17.5 当轻瓦斯保护动作后发出讯号时，要及时取气进行检验，以判明成分，并取油样进行色谱分析，查明原因，及时排除。
17.6 运行中的变压器瓦斯保护，应当可靠地投入，不允许将无保护的变压器投入运行，如工作需要将保护短时停用，则应有措施，事后应立即恢复。
17.7 要对变压器绕组温度、上层油温进行重点监视，当接近报警温度时，要及时对负荷、冷却器及环境温度等进行对比性综合分析，并进行有效控制，争取做到及时发现变压器内部的潜在故障。
17.8 对油流指示器指示位置要仔细检查，一旦发现潜油泵停运要及时开启，否则油温会很快升高威胁变压器安全运行。
17.9 经常检查变压器的避雷器动作记录器，并做好动作次数记录，发现避雷器动作后，应设法停运变压器并进行检查。
17.10 对变压器本体油样孔螺栓要重点检查，防止检修人员取样后未紧固造成漏油
17.11 变压器内部故障跳闸后，应尽快切除油泵，停止油泵运行，避免故障中产生游离、金属微粒等杂质进入变压器的非故障部分。17.12 防止变压器的线圈温度过高，绝缘恶化和烧坏。合理控制运行中的顶层油温温升。特别是对强迫油循环冷却的变压器，当上层油温温升上升超过允许值时应迅速控制负荷，油温、温升保持在规定范围内，否则变压器降负荷运行。在变压器过负荷运行期间，也必须严密监视其油温温升在规定值以内，并尽量压缩负荷，减少过负荷运行的时间，防止长期高温运行引起绝缘的加速老化。
17.1 防止水份及空气进入变压器
17.1.1 变压器在运输和存放时必须密封。对于充氮或干燥空气运输的变压器，现场存放期按基建验收规范，在安装前应测定密封气体的压力及露点（压力≥0.1kgf（20～30kPa），露点-9℃），当已知受潮时必须进行干燥处理合格后才能投入运行。必须严格防止变压器在安装以及运行中进水，要特别注意高于储油柜油面的部件，如套管顶部、安全气道、储油柜顶部和呼吸管道等处的密封，对这些部位应进行检漏试验。
17.1.2 变压器本体及冷却系统各连接部位的密封性，是防止渗油、进潮的关键。密封垫应采用优质耐油橡胶或其他材料，要特别注意潜油泵、油阀门等部件。禁止使用过期失效或性能不明的胶垫。
17.1.3 潜油泵在安装前应按照制造厂的安装使用说明书逐台进行检漏试验，必要时解体检查。并列运行的冷却器，应在每台潜油泵出口加装逆止阀。潜油泵进油阀应全部打开，用出油阀调节流量避免形成
负压。运行中应定期监视冷却器油流。在冬季应防止停用及备用冷却铜管冻裂。对冷却器的油管结合大、小修应进行检漏。
17.1.4 安全气道应于储油柜连通或经呼吸器与大气连通，定期排放储油柜内部积水。用压力释放阀取代安全气道有利于提高变压器密封性能。
17.1.5 呼吸器的油封应注意加油和维修，切实保证畅通，干燥剂应保持干燥。
17.1.6 对新安装或大修后的变压器应按厂家说明书规定进行真空处理和注油。真空度、抽空时间、注油速度、真空范围均应达到要求。对装有有载调压开关的油箱要同时抽真空，避免造成开关油箱渗油。
17.1.7变压器投入运行前要特别注意排除内部空气，如套管升高座、油管道中的死区、冷却器顶部等处都应多次排除残存气体。强油循环变压器在安装（或检修）完毕投运前，应启动全部冷却设备将油循环，使残留气体逸出。
17.1.8从储油柜带电补油或带电滤油时，应先将储油柜中的积水放尽。不应自变压器下部补油，以防止空气或箱底杂质带入器身中。17.2 防止焊渣及铜丝等杂物进入变压器
17.2.1 除制造厂有特殊规定外，变压器在安装时应进行吊罩或进入检查，必要时吊芯，彻底清除箱底杂物。
17.2.2 安装前必须将油管道、冷却器和潜油泵的内部除锈清理干净并用合格油清洗。
17.2.3 净油器应安装正确，防止活性氧化铝或硅胶冲入变压器内。
对已发生冲入氧化铝或硅胶的变压器，应尽早检修。
17.2.4潜油泵的轴承，应采用E或D级。有条件时，上轴承应改用
向心推力球轴承，禁止使用无铭牌、无级别的轴承。运行中如出现过热、振动、杂音及严重渗、漏油等异常时，应立即停运并及时检修。大修后的潜油泵应使用千分表检查叶轮上端密封外圆的径向跳动公差，不得超过0.07mm。
17.2.5 变压器内部故障跳闸后应尽快切除油泵，避免故障中产生的
游离碳、金属微粒等杂物进入变压器的非故障部分。
17.2.6要特别注意防止真空滤油机轴承磨损或滤网损坏造成的金属
末或杂物进入变压器内部。
17.2.7对质量有怀疑的潜油泵、净油器在安装及大修时应解体检查。潜油泵使用低速（不大于1000r/min）油泵。
17.3 防止绝缘受伤
17.3.1变压器在吊检时应防止绝缘受伤，在安装变压器套管时应注
意勿使引线扭结，勿过分用力吊拉引线而使引线根部和绕组绝缘损伤。如引线过长或过短应予处理。套管下部的绝缘筒、500kV引线结构，应按厂家图纸说明安装，检查并校核绝缘距离。检修、检查时严禁蹬踩引线和绝缘支架，防止碰撞引线导致改变引线间距离。严禁用力拉扯引线。
17.3.2进行变压器内部检查时，应拧紧夹件的螺栓、压钉以及各绝
缘支架的螺栓，防止在运行中受到电流冲击时发生变形和损坏。
17.3.3安装或检修中需更换绝缘部件时，必须采用试验合格的材料
和部件，并经干燥处理。
17.4防止绕组温度过高，绝缘劣化或烧坏
17.4.1对负荷能力有怀疑或经改造的变压器，必要时应进行温升试验来确定负荷能力。
17.4.2强油循环的变压器当冷却系统故障时，容许的负荷和时间按厂家的规定。
17.4.3强油循环的冷却系统必须有两个可靠的电源，应装有自动切换装置，并定期进行切换试验。信号装置齐全、可靠。
17.4.4为防止风冷却器的风扇电动机大量损坏，风扇叶牌应校平衡并调整角度，电动机铸铝端盖磨损严重的可改为铸铁端盖，应做好维护保证正常运行。
17.4.5对强油循环的风冷却器散热面每1～3年用压缩空气或水进行一次清洗，保证冷却效果。
17.4.6对运行年久（15年及以上）的变压器应进行油中糠醛含量测定，来确定绝缘老化程度，必要时可取纸样作聚合度测定。
17.5防止过电压击穿事故
17.5.1中性点有效接地系统的中性点不接地运行的变压器，在投运和停运以及事故跳闸过程中应限制出现中性点位移过电压，必须装设可靠的过电压保护。当单独对变压器充电时，其中性点必须接地。
17.5.2变压器中性点接地开关应定期检查，校核铜辫连接的截面是否符合要求，以免烧断中性点悬浮。
17.6 防止变压器工作电压下的击穿事故
17.6.1对新装或大修后（220kV更换绕组、500kV必要时）的变压器，应进行局部放电试验，并要求感应试验电压达到1.3或1.5倍最大工作相电压。
17.6.2对110kV及以上变压器油中一旦出现乙炔，即应缩短检测周期，跟踪变化趋势。
17.6.3 运行中的变压器油色谱出现异常，怀疑有放电性故障时，应进行局部放电试验以进一步判断。
17.6.4 对220kV及以上的三相变压器，根据运行经验和检测结果怀疑存在围屏树枝状放电故障时，应解开围屏进行直观检查。
17.6.5 220kV及以上变压器投运时，不宜启动多台冷却器，而应逐台启动，以免产生油流带电。
17.7 防止变压器保护装置误动、拒动
17.7.1变压器的保护装置必须完善可靠并应定期进行校验。严禁将无主保护的变压器投入运行。如因工作需要将保护短时停用时，应有相应的措施，事后应立即恢复。
17.7.2 瓦斯保护应安装调整正确，定期检验，消除各种误动因素。
17.7.3跳闸电源必须可靠。当变压器发生出口或近区短路时，应确保开关正确跳闸，以防短路时间过长损坏变压器。
17.7.4发生过出口、近区短路的变压器或运输冲撞时，应根据具体情况进行绕组状态的测试和检查，有条件可进行绕组变形测量，以判明变压器中各部件有无变形和损坏。
18 预防铁芯多点接地和短路故障
汽机事故预想
汽机事故预想
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１汽轮机超速 １.1主要危害 严重时导致叶轮、叶片及围带松动变形脱落、轴承损坏、动静摩擦甚至断轴。 1.2现象 1）机组突然甩负荷到零,转速超过3０00ｒpm并继续上升，可能超过危急保安器动作转速。 ２)DEH电超速、OＰＣ超速、ＴSＩ电超速、机械超速保护动作、报警发出。 ３)机组发出异常声音、振动变化。 1.３原因 1）DEH系统控制失常。 2)发电机甩负荷到零，汽轮机调速系统工作不正常。 3）进行超速保护试验时转速失控。 4)汽轮机脱扣后，主汽门、调速汽门、高压缸排汽逆止门及抽汽逆止门、供热快关阀等卡涩或关不到位。 5）汽轮机主汽门、调速汽门严密性不合格。 1．4处理 １)汽机转速超过3330rpｍ而保护未动作应立即手动紧急停机,并确认主机高、中压主汽门,高、中压调门,各抽汽逆止门、供热快关阀应迅速关闭。 2）破坏凝汽器真空，锅炉泄压。汽机跳闸后，检查主机主汽门、调门和抽汽逆止门应关闭严密。若未关严,应设法关严若发现转速继续升高，应采取果断隔离及泄压措施。 4）当超速保安系统各环节部套设备，未发现任何明显损坏现象,且停机过程中未发现机组异常情况时，则在超速跳闸保护系统调整合格（包括危急遮断器调整）,且主汽门、调门、抽汽逆止门等关闭试验合格后，方可重新启动机组。并网前必须进行危急遮断器注油试验,并网后,还须进行危急遮断器升速动作试验,试验合格后，方允许重新并网带负荷。 5）重新启动过程中应对汽轮机振动、内部声音、轴承温度、轴向位移、推力轴承温度等进行重点检查与监视,发现异常应停止启动。 ６)由于汽轮机主汽门、调速汽门严密性不合格引起超速，应经处理且严密性合格后才允许启动。 1．5防范措施 1)启动前认真检查高、中压主汽门、调速汽门开关动作灵活，调节系统存在调节部套卡涩、调整失灵或其他工作不正常时,严禁启动。 2)机组启动前的试验应按规定严格执行。 ３) 机组主辅设备的保护装置必须正常投入,汽轮机安全监控系统各参数显示正确，否则禁止启动,运行中严禁随意退出保护。 4）主汽门、调速汽门严密性试验不合格，严禁进行超速试验。 5）严格按规程要求进行调节保安系统的定期试验并做好完整的试验记录，运行中任一汽轮机超速保护故障不能消除时应停机消除。 6)应定期进行危急保安器充油试验、各停机保护的在线试验和主汽门、调速汽门及各抽汽逆止门的活动试验。 7）在机组正常启动或停机的过程中,汽轮机旁路系统的投入应严格执行规程要求。 8）停机过程中发现主汽门或调速汽门卡涩,应将负荷减至0MW，锅炉熄火,汽轮机打闸，发电机解列。 9)加强汽、水、油品质监督,品质符合规定。 10）转速监测控制系统工作应正常。
电气事故预想及处理方法
电气专业事故预想参考答案 1、发电机温升过高 现象：发电机定子线圈、转子线圈或铁芯温度超过规定值；发电机进出口风温温差增大。 处理方法： （1）定子线圈和进风温度正常，而转子线圈温度异常升高，这是转子温度表失灵或三相电流不平衡超过允许值引起的，应检查转子温度表或减少三相负荷不平衡。 （2）转子线圈和进风温度正常，而定子线圈温度异常升高，这是定子温度表失灵或定子测温元件在运行中增大或开路引起的，应检查定子温度表或由检修处理。（3）定子温度和进口温度都增高，是由于冷却水系统发生故障，应通知汽机检查空气冷却器是否断水或水压过小、水温升高。 （4）进风温度正常，而出风温度升高，这是通风系统异常，应调整风道挡板，必要时停机处理。 （5）经上述处理温度仍无法降低时，应降低发电机无功及有功负荷，直至温度降低至许可范围之内。 2、发电机变为同步调相机运行 现象： （1）主汽门关闭并报警； （2）发电机有功功率表指示为负值； （3）发电机无功功率表指示升高； （4）定子电流表指示可能稍低； （5）定子电压表及励磁回路的仪表指示正常。 处理方法： （1）若汽机未发报警信号则不应将发电机解列，而应报告值长，请汽机运行人员挂上保安器，增加有功负荷，恢复发电机的正常运行。 （2）汽机人员如在额定转速下无法挂上危机保安器时，则应降低无功负荷，将发电机与系统解列，降低转速，待挂上危机保安器后，重新并列带负荷，恢复发电机的正常运行。
3、发电机过负荷 现象： （1）“过负荷”报警； （2）定子、转子电流超过允许值； 处理方法： （1）发电机过负荷时，可首先降低励磁电流，减少发电机的无功负荷，但应保持发电机不能进相运行； （2）若降低发电机的无功负荷不能消除过负荷，则应根据值长命令，降低发电机有功负荷； （3）在系统事故情况下，联络线低周保护应使发电机解列单机运行，若该保护拒动，当频率低于49Hz时，可手动解列，待系统正常后再并列。这时应报告值长，按发电机过负荷参数表运行，并加强对发电机出口风温、定子温度的监视，对发电机进行全面检查，应无异常。 4、发电机升不起电压 现象： 发电机转速正常，升压时发电机定子电压升不起来。 处理方法： （1）检查励磁开关是否合上、起励电源开关是否合上。 （2）检查励磁回路、转子回路接线是否正确，有无断线和接触不良之处。（3）检查启励回路有无断线和接触不良之处。 5、发电机非同期振荡 现象： 1、定子电流表的指示剧烈的变化，且范围较大； 2、发电机和母线上各电压表的指示剧烈的变化； 3、有功功率表指示剧烈的变化； 4、转子电流表、电压表在正常运行值附近变化； 5、频率表的指示忽上忽下，发电机发出有节奏鸣音，鸣音的变化和仪表的变化一致； 6、发电机若装有强行励磁装置，可能间歇动作；
汽轮机典型事故处理
汽 轮 机 典 型 事 故 处 理 杨伟辉刘欢王熙博 2015年7月3日
目录 汽轮机水冲击 (1) 汽轮机组异常振动 (3) 汽轮机超速 (5) 汽轮机大轴弯曲 (6) 机组真空下降 (8) 汽轮机油系统着火 (10)
汽轮机水冲击 1.现象 1）主蒸汽、再热蒸汽和抽汽温度急剧下降，过热度减小。 2）汽缸上、下缸温差明显增大。 3）主蒸汽或再热蒸汽管道振动，轴封或汽轮机内有水击声，或从进汽管法兰、轴封、汽缸结合面处冒出白色的湿蒸汽或溅出水滴。 4）轴向位移增大，推力轴承金属温度和回油温度急剧上升。 5）机组发生强烈振动。 2.原因 1）锅炉汽温调节失灵，主蒸汽温度、再热蒸汽温度急剧下降，蒸汽带水进入汽轮机。 2）加热器管子破裂，大量给水进入汽侧或加热器水位调节失灵，造成加热器满水，加热器保护拒动，或加热器抽汽逆止门不严，水从加热器导入汽轮机。 3）轴封蒸汽温度不够或调节门动作不正常，水带入汽轮机轴封腔室。 4）7号低加满水，直接进入汽轮机。 5）抽汽管道低位疏水点调节门动作不正常，造成抽汽管道积水进入汽轮机。 6）高旁减温水门不严或误开。 7）高中压缸疏水不畅。 8）除氧水位高Ⅲ值未及时解列，造成水倒入汽轮机。 3.处理
1）紧急破坏真空停机。同时查找分析进水原因，切断进水途径。如确认加热器管束破裂，立即切除该加热器。 2）汽机打开各部疏水门。 3）细听机内声音，正确记录惰走时间。 4）监视推力瓦温度、轴向位移及高、低压缸胀差变化。 5）转子静止后投入连续盘车，测量大轴弯曲，检查上下缸温差。 6）如停机惰走过程中，一切正常，可重新启动，但启动前要充分疏水。再次启动时汽缸上下缸温差＜42℃，转子偏心度应＜0.076mm，重新启动过程中，密切监视机组振动、声音、推力瓦温及轴向位移、胀差、上下缸温差等数值。重新启动过程中，发现机内有异音或振动增大应停止启动。 7）如水冲击时，推力瓦温明显升高，轴向位移超过极限值，惰走时间较正常明显缩短时，应停机检查。 8）汽轮机盘车过程中发现汽缸进水，应迅速查明原因并消除，保持盘车运行直到汽轮机上下缸温差恢复正常。同时加强汽轮机内部听音检查，加强大轴晃动度、盘车电流的监视。 9）汽轮机在升速过程中发现进水，应立即停机，进行盘车。
事故预想方案及处理
国能固镇生物发电有限公司 汽轮机专业事故 处理预想及处理方案 批准 审核 编写：宋民 生产部 二零一零年十二月十号
国能固镇生物发电有限公司 汽轮机专业事故预想及处理方案 一、油系统着火 油系统在运行时有漏油现象，漏油接触热体，透平油燃点约在240℃，当其接触表面温度高于240℃的热体时，就有可能引起火灾；应加强监视，及时处理，并汇报值长，漏出的油应及时擦干净，如无法处理而可能引起着火时，应紧急报告值长，采取果断措施。 1.汽轮机在运行时发现油系统着火时，应根据不同起火点，使用泡沫灭火器，或二氧化碳灭火器，或1211灭火器进行灭火，高温部件不宜使用二氧化碳或1211灭火器。如火势不能立即扑灭，危及安全运行，应按第一类故障紧急停机。 2.注意不使火势蔓延（如电缆失火），必要时应将设备周围附以沾湿的雨布，照顾机组的转动部分，用一切方法保护机组不受损坏。 3.油系统着火应紧急停机，应按下列步骤 1）按照紧急故障停机的操作进行停机。 2）解除电动油泵联锁开关。 3）启动直流电动油泵，维持油压在低限值。 4）采取灭火措施并向上级汇报。 根据下列情况，开足事故放油门。 1）火势危急油箱。 2) 机头及机头平台起火。 3）回油管中着火。 4）注：油系统着火应通知消防队。 4.失火时，汽机主值必须做到 1不得擅自离开岗位。 2加强监视运行中的机组。 3准备按照值长命令进行停机操作。 5.汽机运行值班人员应该知道在各种情况下的灭火方法。
1）未浸机油，汽油和其它油类的抹布及木制材料燃烧时可以用水、泡沫灭火和砂子灭火。 2）浸有机油、汽油和其他油类的抹布及木制材料燃烧时，应用泡沫灭火器和砂子灭火。 3）油箱和其它容器中的油着火时，应用灭火剂扑灭，或将油从事故排油管排走。4）带电的电动机线圈和电缆失火时，应在切断电源后进行灭火，电动机着火时不得使用砂子灭火器，如果电动机冒烟时应迅速停用。 6.预防油系统着火的主要措施 1、车间及设备周围应保持整齐清洁，不存放易燃物品； 2、设备检修后，渗漏在地面上的油及油棉纱等应及时处理干净，渗油严重的保温层应及时更换； 3、靠近蒸汽管道或其他高温设备的高压油管法兰应装设铁皮罩盒。油系统附近的高温设备和管道应有完整坚固的保温，并外包铁皮，必要时还应装防火隔层，保温层表面温度不应高于50℃；管道上部有无油浸破布等易燃物； 4、当调节系统发生大幅度串动或机组油管发生严重振动时，应及时检查油系统，发现漏油应及时处理，并将漏油及时擦净。经常检查汽轮机前、中轴承箱处及压力表活接是否有漏油，轴封是否摩擦产生火花； 5、汽轮机高、中压自动主汽门及油箱法兰是否有漏油；机头下部和油管道法兰是否漏油； 6、油系统安装完毕或大修后，应进行超压实验； 7、事故排油门的标志要醒目，操作把手与油箱或与密集的油管区间应有一定的距离； 8、现场应配备足够数量的消防器材，并经常处于完好的备用状态； 9、电缆进入控制室处和开关柜处应采取严密的封堵措施； 10、调速、润滑油管道和主油箱附近蒸汽管道保温和防火铁皮是否完整，油系统附近动火，必须按规定办理相应等级的动火证，严禁无证动火； 11、由于漏油引起油系统外部着火时，先用干粉或1211灭火器进行灭火，并做好隔离工作，以防火势蔓延。汇报领导，根据火势情况及时联系消防队，进行灭火；
汽机事故预想
1汽轮机超速 1.1主要危害 严重时导致叶轮、叶片及围带松动变形脱落、轴承损坏、动静摩擦甚至断轴。 1.2现象 1）机组突然甩负荷到零，转速超过3000rpm并继续上升，可能超过危急保安器动作转速。 2）DEH电超速、OPC超速、TSI电超速、机械超速保护动作、报警发出。 3）机组发出异常声音、振动变化。 1.3原因 1）DEH系统控制失常。 2）发电机甩负荷到零，汽轮机调速系统工作不正常。 3）进行超速保护试验时转速失控。 4）汽轮机脱扣后，主汽门、调速汽门、高压缸排汽逆止门及抽汽逆止门、供热快关阀等卡涩或关不到位。 5）汽轮机主汽门、调速汽门严密性不合格。 1.4处理 1）汽机转速超过3330rpm而保护未动作应立即手动紧急停机，并确认主机高、中压主汽门，高、中压调门，各抽汽逆止门、供热快关阀应迅速关闭。 2）破坏凝汽器真空，锅炉泄压。汽机跳闸后，检查主机主汽门、调门和抽汽逆止门应关闭严密。若未关严，应设法关严若发现转速继续升高，应采取果断隔离及泄压措施。 4）当超速保安系统各环节部套设备，未发现任何明显损坏现象，且停机过程中未发现机组异常情况时，则在超速跳闸保护系统调整合格（包括危急遮断器调整），且主汽门、调门、抽汽逆止门等关闭试验合格后，方可重新启动机组。并网前必须进行危急遮断器注油试验，并网后，还须进行危急遮断器升速动作试验，试验合格后，方允许重新并网带负荷。 5）重新启动过程中应对汽轮机振动、内部声音、轴承温度、轴向位移、推力轴承温度等进行重点检查与监视，发现异常应停止启动。 6）由于汽轮机主汽门、调速汽门严密性不合格引起超速，应经处理且严密性合格后才允许启动。 1.5防范措施 1）启动前认真检查高、中压主汽门、调速汽门开关动作灵活，调节系统存在调节部套卡涩、调整失灵或其他工作不正常时，严禁启动。 2）机组启动前的试验应按规定严格执行。 3）机组主辅设备的保护装置必须正常投入，汽轮机安全监控系统各参数显示正确，否则禁止启动，运行中严禁随意退出保护。 4）主汽门、调速汽门严密性试验不合格，严禁进行超速试验。 5）严格按规程要求进行调节保安系统的定期试验并做好完整的试验记录，运行中任一汽轮机超速保护故障不能消除时应停机消除。 6）应定期进行危急保安器充油试验、各停机保护的在线试验和主汽门、调速汽门及各抽汽逆止门的活动试验。 7）在机组正常启动或停机的过程中，汽轮机旁路系统的投入应严格执行规程要求。 8）停机过程中发现主汽门或调速汽门卡涩，应将负荷减至0MW，锅炉熄火，汽轮机打闸，发电机解列。 9）加强汽、水、油品质监督，品质符合规定。 10）转速监测控制系统工作应正常。
汽轮机火灾事故现场处置方案(正式)
编订：__________________ 单位：__________________ 时间：__________________ 汽轮机火灾事故现场处置 方案(正式) Deploy The Objectives, Requirements And Methods To Make The Personnel In The Organization Operate According To The Established Standards And Reach The Expected Level. Word格式 / 完整 / 可编辑
文件编号：KG-AO-3276-78 汽轮机火灾事故现场处置方案(正 式) 使用备注：本文档可用在日常工作场景，通过对目的、要求、方式、方法、进度等进行具体、周密的部署，从而使得组织内人员按照既定标准、规范的要求进行操作，使日常工作或活动达到预期的水平。下载后就可自由编辑。 1事故风险描述 1.1事故类型 汽轮机火灾事故。 1.2事故区域 4米平台汽轮机头下方的抽汽管道附近。 [注：根据本公司实际进行描述，地点和位置尽量精确，考虑事故位置对救援的影响] 1.3事故的危害严重程度及其影响范围 汽轮机油系统着火，火势凶猛若处理不及时，可能造成事故扩大，威胁到动力及控制电缆安全以及邻机的安全运行，严重时甚至会造成汽轮机油箱爆炸等重大事故。 1.4事故前可能出现的征兆
（1）油系统有发生漏油现象，附近伴有轻微烟气。 （2）汽轮机阀门、油系统等附近出现火焰，并伴有烟尘。 2 应急机构及职责[注：各公司根据实际，言简意赅明确职责] 2.1应急处置小组 （1）指挥员：当值值长 （2）运行应急组：集控运行值班人员 （3）警戒疏散组：义务消防员、检修人员、保卫人员 2.2 职责 （1）指挥员：是事故现场的总指挥，负责油系统火灾事发现场应急工作的组织、指挥、协调、救援、恢复等应急工作；负责向上级汇报、通报重大突发事件应急预案的实施进展情况，听取指示并贯彻执行。 （2）运行应急组：在值长指挥协调下，迅速解除对人身和设备的威胁，根据仪表指示和设备外部特征，正确地判断事故原因；根据火灾情况对设备采取相应
电力系统异常及事故处理
电力系统异常及事故处 理 标准化管理处编码[BBX968T-XBB8968-NNJ668-MM9N]
第四部分电力系统异常及事故处理（40题） 1、何谓电力系统事故，引起事故的主要原因有哪些 答：所谓电力系统事故，是指电力系统设备故障或人员工作失误，影响电能供应数量或质量并超过规定范围的事件。 引起电力系统事故的原因是多方面的，如自然灾害、设备缺陷、管理维护不当、检修质量不好、外力破坏、运行方式不合理、继电保护误动作和人员工作失误等等。 2、从事故范围角度出发，电力系统事故可分几类各类事故的含义是什么 答：电力系统事故依据事故范围大小可分为两大类，即局部事故和系统事故。 局部事故是指系统中个别元件发生故障，使局部地区电压发生变化，用户用电受到影响的事件。 系统事故是指系统内主干联络线跳闸或失去大电源，引起全系统频率、电压急剧变化，造成供电电能数量或质量超过规定范围，甚至造成系统瓦解或大面积停电的事件。 3、常见的电力系统事故有哪些 答：（1）主要电气设备的绝缘损坏，如由于绝缘损坏造成发电机、变压器烧毁事故。严重时将扩大为系统失去稳定及大面积停电事故。 （2）电气误操作，如带负荷拉闸刀、带电合接地线、带地线合闸等恶性事故。 （3）继电保护及自动装置拒动或误动。
（4）自然灾害，包括大雾、暴风、大雪、冰雹、雷电等恶劣天气引起线路倒杆、断线、引线放电等事故。 （5）绝缘子或绝缘套管损坏引起事故。 （6）高压开关、闸刀机构问题引起高压开关柜及闸刀带负荷自分。 （7）系统失稳，大面积停电。 （8）现场不能正确汇报造成事故或事故扩大。 4、电力系统事故预防措施有哪些 答：（1）编制合理的系统运行方式（如电源平衡和结线方式）。 （2）创造条件及时消除设备缺陷及系统的薄弱环节。 （3）利用状态估计、DTS、静态安全分析等高级应用软件，加强培训，提高调度运行人员处理事故的能力。 （4）严格贯彻执行各项规章制度。 （5）提高电网调度系统技术装备水平。 （6）加强事故预想和反事故演习，提高事故处理应变能力。 5、调度部门的哪些过失会造成事故 答：（1）电力系统运行方式安排不合理。
汽轮机常见事故及其处理方法
一、凝结器真空下降的现象及处理 (1) 1.1凝结器真空下降的主要特征 (1) 1.2凝结器真空急剧下降的原因 (1) 1.5凝结器真空缓慢下降的处理 (1) 1.3凝结器真空急剧下降的处理 (1) 1.4凝结器真空缓慢下降的原因 (1) 二、主蒸汽温度下降 (2) 2.1主蒸汽温度下降的影响 (2) 2.2主蒸汽温度下降的处理 (3) 三、汽轮机轴向位移增大 (3) 3.1影响汽轮机轴向位移增大的原因 (3) 3.2轴向位移大的处理 (4) 四、汽轮机大轴弯曲事故 (4) 4.1事故现象 (4) 4.2事故处理 (4) 4.3预防措施 (5) 五、厂用电源中断事故现象及处理 (5) 5.1厂用电源中断事故现象 (5) 5.2厂用电源中断事故处理 (5) 六、水冲击事故 (5) 6.1水冲击事故前的象征 (6) 6.2发生水冲击事故的处理 (6) 6.3水冲击事故后，重新开机的基本要点 (6)
6.4水冲击事故后，如有下列情况，应严禁机组的重新启动 (6) 七、凝结泵自动跳闸处理 (6) 八、汽轮机发生超速损坏事故 (7) 8.1汽轮机发生超速事故的原因 (7) 8.2汽轮机发生超速事故的处理 (7) 九、汽轮机油系统事故 (7) 9.1汽轮机油系统事故产生的原因 (8) 9.2汽轮机油系统事故的现象 (8) 9.3汽轮机油系统事故的处理 (8) 十、汽轮机轴瓦损坏事故 (8) 10.1轴瓦损坏的原因 (9) 十一、叶片断落事故 (9) 11.1事故象征 (9) 11.2事故处理 (10) 十二、汽轮机事故处理原则和一般分析方法 (10) 十三、在汽轮机组启动过程中，造成凝结器真空缓慢下降的原因 (10) 13.1汽轮机轴封压力不正常 (10) 13.2凝结器热水井水位升高 (11) 13.3凝结器循环水量不足 (11) 13.4轴封加热器满水或无水 (12) 十四、在汽轮机组正常运行中，造成凝结器真空缓慢下降的原因 (12) 14.1轴封加热器排汽管积水严重 (12) 14.2凝结器汽侧抽气管积水 (12) 14.3凝结水位升高 (13)
发电厂运行及事故预想处理方法
电气汽机锅炉 运行技术及事故预想处理方法 前言 为了给企业安全生产提供更好的帮助，提高对各类违章行为危害的认识，采取针对性措施，有效杜绝恶性事故的发生, 特此编集了本运行技术及事故预想处理方法。 作为员工在工作期间及今后时期学习教材。教材收录了电气及汽机和锅炉系统发生事故时的操作方法。避免误操作对人员伤害和对设备损害等人为事故发生。严格遵守安全操作规程、认真执行“两票三制”制度。 通过学习运行技术及事故预想处理方法，我们可以更好更快的处理事故减少不必要的财产损失。坚决杜绝“违章事故发生”。一时的疏忽大意或麻痹侥幸都可能造成极其严重的后果。希望通过学习广大员工要“反违章从我做起”，形成“关爱生命，关注安全”的良好氛围，不断提高全体员工的安全意识和综合素质。 公司全体员工要高度重视,认真组织学习讨论。要充分认识到安全、发展、希望的关系。为此，也希望得到全体员工的响应和支持。 电气运行技术及事故预想处理方法 1 PT刀闸辅助接点接触不良事故处理和防范措施？ 1、象征： （1）发电机PT断线信号发出； （2）有功表无功表指示降低； （3）发电机端电压指示降低。 2、处理：
（1）监视其他参数，维持发电机运行； （2）停止调整有、无功负荷； （3）严密监视定子电流、转子电压、电流变化情况，不允许超过额定值。 3、措施： （1）结合春秋检及机组大小修对所有刀闸辅助接点进行全面检查； (2) 确保三年内不再发生类似现象。 2 10kV B相线性接地象征及处理？ 1、象征： （1）10kV母线接地信号发出； （2）三相绝缘电压表中B相降为零； （3）A、C两相上升至线电压。 2、处理： （1）询问机炉是否有启动10KV动力设备，如有应停运； （2）联系机炉将10kV设备倒备用设备或逐一停运，找出接地点； （3）将10kVA段PT退出，若信号未消除，重新投入PT； （4）将发电机与系统解列； （5）10kVA段母线停电。 3 发电机失去励磁象征及处理？ 1、象征： ⑴转子电流为零或接近于零； ⑵定子电流显着升高并摆动； ⑶有功功率降低并摆动； ⑷机端电压显着下降，且随定子电流摆动； ⑸无功负值，进相运行。 2、处理： ⑴对于不允许无励磁运行的发电机应立即从电网上解列。 ⑵对于允许无励磁运行的发电机，迅速降低有功功率到允许值； ⑶迅速启动备用励磁机等恢复励磁； ⑷在规定时间内仍不能使机组恢复励磁，解列发电机系统。 4 发电机CT回路故障象征及处理？ 1、象征： （1）仪表用CT开路时，有无功指示降低，开路相电流到零；（2）开路CT有较大的电磁振动声时，开路点有火花和放电响声； （3）有关保护可能误动； （4）若是自动励磁调节器用CT断线时，励磁输出不正常。 2、处理： （1）对CT所带回路进行检查，并通知检修处理； （2）若CT内部开路或开路点靠近一次设备时，汇报值长停机处理； （3）处理CT开路，按照安规有关规定进行。 5 变压器差动保护动作象征及处理？ 1、象征： （1）变压器相关参数指示到零； （2）变压器各侧开关跳闸。 2、处理：
电气运行技术及事故预想处理方法
电气运行技术及事故预想处理方法 1 PT刀闸辅助接点接触不良事故处理和防范措施？ 1、象征： （1）发电机PT断线信号发出； （2）有功表无功表指示降低； （3）发电机端电压指示降低。 2、处理： （1）监视其他参数，维持发电机运行； （2）停止调整有、无功负荷； （3）严密监视定子电流、转子电压、电流变化情况，不允许超过额定值。 3、措施： （1）结合春秋检及机组大小修对所有刀闸辅助接点进行全面检查； (2) 确保三年内不再发生类似现象。 2 10kV B相线性接地象征及处理？ 1、象征： （1）10kV母线接地信号发出； （2）三相绝缘电压表中B相降为零； （3）A、C两相上升至线电压。 2、处理： （1）询问机炉是否有启动10KV动力设备，如有应停运； （2）联系机炉将10kV设备倒备用设备或逐一停运，找出接地点； （3）将10kVA段PT退出，若信号未消除，重新投入PT； （4）将发电机与系统解列； （5）10kVA段母线停电。 3 发电机失去励磁象征及处理？ 1、象征： ⑴转子电流为零或接近于零； ⑵定子电流显著升高并摆动； ⑶有功功率降低并摆动； ⑷机端电压显著下降，且随定子电流摆动； ⑸无功负值，进相运行。 2、处理： ⑴对于不允许无励磁运行的发电机应立即从电网上解列。 ⑵对于允许无励磁运行的发电机，迅速降低有功功率到允许值； ⑶迅速启动备用励磁机等恢复励磁； ⑷在规定时间内仍不能使机组恢复励磁，解列发电机系统。 4 发电机CT回路故障象征及处理？ 1、象征：
（1）仪表用CT开路时，有无功指示降低，开路相电流到零；（2）开路CT有较大的电磁振动声时，开路点有火花和放电响声； （3）有关保护可能误动； （4）若是自动励磁调节器用CT断线时，励磁输出不正常。 2、处理： （1）对CT所带回路进行检查，并通知检修处理； （2）若CT内部开路或开路点靠近一次设备时，汇报值长停机处理； （3）处理CT开路，按照安规有关规定进行。 5 变压器差动保护动作象征及处理？ 1、象征： （1）变压器相关参数指示到零； （2）变压器各侧开关跳闸。 2、处理： （1）检查变压器本体有无异常，检查差动保护范围内瓷瓶是否有闪络、损坏，引线是否有短路。 （2）检查继电保护及二次回路是否有故障，直流回路是否有两点接地。 （3）如果是继电器、二次回路或两点接地造成误动，应将差动保护退出，变压器送电再处理，处理好后投信号 （4）如果差动保护和重瓦斯保护同时动作使变压器跳闸，不得将变压器投入运行。 6 系统电压异常时，造成给料系统变频器跳闸事故处理和防范措施？ 1、象征： （1）电气事故造成10KV或400V厂用电电压低； （2）无稳压电源的给料变频器跳闸； （3）锅炉燃烧降低、压力、温度降低 2、处理： （2）厂用电异常消除后，立即启动给料系统设备，恢复机组运行。 3、采取措施： （1）更改给料变频器低电压跳闸定值； （2）给料变频器加装稳压电源； （3）更换不合格的变频器。 7 发电机励磁调节器专用PT保险熔断后象征及处理？ 1、象征： （1）电压回路断线信号可能发出； （2）自动励磁调节器供励磁时，定子电压、电流、励磁电压、电流不正常的增大，无功表指示增大；2、处理： （1）由自动励磁调节器供励磁时，应切换到手动感应调节器，断开调节器机端测量开关，断开副励输出至调节器刀闸； （2）应停用强励装置； （3）更换互感器的保险； （4）若故障仍不消除，通知检修检查处理。 8 发电机主开关跳闸象征及处理？
汽轮机反事故措施示范文本
汽轮机反事故措施示范文 本 In The Actual Work Production Management, In Order To Ensure The Smooth Progress Of The Process, And Consider The Relationship Between Each Link, The Specific Requirements Of Each Link To Achieve Risk Control And Planning 某某管理中心 XX年XX月
汽轮机反事故措施示范文本 使用指引：此解决方案资料应用在实际工作生产管理中为了保障过程顺利推进，同时考虑各个环节之间的关系，每个环节实现的具体要求而进行的风险控制与规划，并将危害降低到最小，文档经过下载可进行自定义修改，请根据实际需求进行调整与使用。 因汽轮机是在高温、高压、高转速下工作，并有各辅 助设备和辅助系统协调工作，往往由于某一环不慎而产生 事故，而影响调试工作顺利进行。造成事故的原因是多方 面的。如热状态下动静部件的间隙变化、启动和负荷变化 时的振动、轴向推力的变化。蒸汽参数变化、油系统工作 失常以及各种隐患等，如果发现和处理不及时，都可能引 起事故，所以在启动和试运期间，应采取有效措施，将事 故消除在萌芽期。 汽轮机几种常见典型事故及监视、分析和处理方法： 8．1 在运行中凝汽器真空下降： 真空下降，排汽温度增高，易使排汽缸变形，机组中 心偏移，使机组产生振动，以及凝汽器铜管产生松驰，变
形甚至断裂。 试运期间，应随时监视，如果发现排汽室温度升高，真空指示下降，抽气器冒汽量增加等现象，首先应降低负荷，查找原因。 真空下降的原因及处理： 8．1．1 循环水中断或供水不足：查找循环水系统，主要检查循环水泵和各电动阀门。 8．1．2 后轴封供汽中断：查找供汽压力是否产生变化，蒸汽带水使轴封供汽中断，轴封压力调整器失灵等。 8．1．3 抽气器水源中断，或真空管严重漏气。 8．1．4 凝汽器水位升高：查找凝结泵入口是否产生气化，可检查泵的电流是否下降。 8．1．5 检查真空系统管道与阀门是否严密。 以上原因，如不能在运行中及时处理，应停机处理，机组不得在低真空下长期运行。
电气事故预想及处理
1.发电机转子一点接地的现象及处理？应注意哪些事项？ 答：当发电机接地时，发电机保护“转子一点接地”光字牌亮。转换1AC电气控制柜“发电机转励磁回路绝缘检查”转换开关，打至“+”“-”对地，接地相为零或接近于零，另一相等于或接近于发电机转子电压。将发电机保护屏内发电机转子两点接地保护投入，测量保护出口压板两端无电压并将保护压板投入。发电机出项转子一点接地后，禁止在发电机转子回路工作和更换发电机碳刷。 2.10KV母线单相接地的现象及处理？应注意哪些事项？ 答：当10KV母线出现单相接地时，10KV母线相电压表接地相为零或接近于零，另两相升高√3 倍或升高。首先告知调度对侧是否有接地现象，如无接地现象，电站就按正常停机程序停机。如10KV母线还存在接地现象，把厂用电切换至保安电检查电站母线及至电站联络线是否有接地现象。接地现象出现后连续运行不得超过两小时。 3.更换发电机碳刷时的顺序？应注意哪些事项？ 答：当发电机碳刷冒火花或磨损至2/3时，应进行更换碳刷，1.取下碳刷上的压簧，2.拧松碳刷辫螺丝，
3.取出碳刷。安装时与之相反。更换碳刷时应单手操作，不许人体另一点接触发电机。 4.备用变压器正在检修，工作变压器事故跳闸时的事故处理？ 答：全厂停电，停用所有电机，检查保安电是否自动投入，如无手动强送，再按停机程序处理。 5.如何从10KV母线相电压表来判断是单相接地还是电压互感器低压熔丝熔断？ 答：10KV母线相电压表接地相为零，另外两相升高√3倍，则为10KV母线单相接地。10KV母线相电压表接地相为零，另外两相电压不变。则为10KV母线电压互感器低压侧熔丝熔断。 6.并网的条件有哪些? 答：1.频率与系统频率一致。2.电压与系统电压相等。 3.相位与系统相位一致。 7.我们站有几个同期点？ 答：我们电站有两个同期点，发电机的同期点和联络线的同期点。 8.发电机进出风温是如何规定的，为什么？ 答：发电机进风温度在20℃----40℃之间，如果进风温度过高容易引起绝缘老化脱落，降低绝缘。如果进风温度过低容易结露，绝缘降低。进出风温差不得大
输电线路的事故预想及反事故措施
兰州市城郊供电公司输电运检班 35kV输电线路事故预想及反事故措施 我公司由于输电线路分布很广，又长期处于露天之下运行，所以经常会受到周围环境和大自然变化的影响，从而使输电线路在运行中会发生各种各样的故障。据历年运行情况统计，在各种故障中多属于季节性故障。为了防止线路在不同季节发生故障，就应有针对性的采取相应的反事故措施，从而保证线路安全运行。 一、造成线路故障的主要原因 1、风力过大：风力超过杆塔的机械强度，就会使杆塔歪例或损坏。并使导线产生振动、跳跃和碰线。 2、雨量影响：毛毛细雨能使脏污绝缘子发生闪络，甚至损坏绝缘子。倾盆大雨久下不停时，会使河水暴涨或山洪暴发，造成倒杆事故。 3、雷电的影响：不仅会使绝缘子发生闪络或击穿，有时还会引起断线等事故。 5、鸟害：鸟在杆塔上筑巢或在杆塔上停落，有时大乌穿过导线飞翔，均可能造成线路接地或短路等事故。 6、环境污染：在工业区，特别是化工区或其他有污源地区，所产生的尘污，会使绝缘子的绝缘水平显著降低，以致发生闪络事故。因绝缘子、金具表面污秽、泄漏电流增大，则会腐蚀金属杆塔、导线、避雷线和金具等。 7、气温变化：空气温度变化时，导线的张力也变化。在炎热的夏天，由于导线的伸长，使弧垂变大，可能会造成交叉跨越处放电事故；而在寒冷的冬天，由于导线收缩，弧垂变小，应力增加，又可能造成断线事故。 除上述各点之外，其他造成线路事故的原因还很多。如外力影响的事故，在线路附近放风筝，在导线附近打鸟放枪，在杆塔基础旁边挖土以及线路附近有高大树木等。这些都会影响线路正常运行，也可能造成严重的事故。 但是，只要我们严格执行各种运行、检修制度，切实作好维护和检修工作，认真执行各项反事故技术措施，即可保证架空线路的安全运行，上述各种事故是
汽轮机事故应急处理预案
汽轮机事故应急处理预案 为快速、正确的处理各种事故,提高事故处置应急能力,防止发生设备重大损坏事故及人身伤害事故,降低事故损失,特制定事故应急处理预案。 一、事故应急处理领导小组 组长:副组长:成员: 二、事故处理原则 1、发生事故时,现场值班人员应沉着冷静,正确判断,准确而迅速的处理。 2、尽快消除事故根源,隔绝故障点,防止事故蔓延。 3、在确保人身安全和设备不受损害的前提下,尽可能恢复设备正常运行,不使事故扩大。 4、发挥正常运行设备的最大的出力,尽量减少事故对用户的影响。 5、运行当值值班长是事故处理的直接指挥者,应快速正确的判断事故发生的原因,统一指挥各专业人员准确进行操作,防止发生混乱而扩大事故。 6、在处理事故的同时,现场负责人应按事故的汇报程序逐级向领导汇报,各级人员应快速赶到事故现场,直接参与或监督事故处理,力争用最短的时间消除事故,减少损失。 7、发生重大事故或处置严重威胁设备及人身安全的隐患时,厂主要负责人应直接指挥处理,调度一切资源,尽快消除,避免扩大事故。
8、事故处理结束后,应按有关规定,及时组织召开分析会,调查事故发生原因,吸取事故教训,并举一反三,制定防范措施,严肃追究责任人,及时按程序上报有关部门。 三、电气事故应急处置措施 1、发电机非同期并列:并列合闸瞬间产生强烈的冲击电流,系统电压显著降低。静子电流剧烈摆动,发电机发生强烈震动,并发出强烈音变。 (1)将发电机解列停机。 (2)拉出手车开关对静子线圈及发电机开关等进行详细检查。 (3)经检查未发现不正常现象时,可重新启动并列。 (4)如非同期并列合闸后,发电机已迅速拉入同期,并经检查未发现有明显损坏象征异常,可允许暂时运行,安排适当的机会停机检 查处理。 2、发电机自动跳闸: (1)检查灭磁开关是否断开,如没有断开应手动掉闸。 (2)检查何种保护动作,并根据保护动作情况和事故象征对有关设备进行检查。 (3)如是人员误动引起应立即将发电机并入运行。 (4)如发电机由于内部故障而掉闸时,应对动作保护装置进行检查,验证动作是否正常。
突然停电事故预防和处理措施
矿井突然停电事故的预防和处理 第一节矿井突然停电事故隐患分析 夏季雷雨天气、输电线路老化、超负荷运转等可能造成矿井突然停电，而突然停电有可能造成通风机停止运转，导致瓦斯积聚，有可能造成瓦斯爆炸事故，而且还会使水泵无法正常运转，可能造成水灾事故，同时还会直接影响生产。 第二节矿井突然停电事故的防范措施 一、危险源监控 1、加强机电管理工作，严格执行供电安全管理规定。 2、加强设备的选型和各种保护装臵、监控系统的日常管理。 3、每班井下电工、配电工、维修电工、机房工作人员必须对所辖范围电气设备的各保护装臵进行检查，发现问题及时处理。 二、预防措施 1、每年春、秋两季各组织一次计划性停电检修，检查排除设备及线路的各种隐患。 2、每年春季进行预防性试验，对系统所有的避雷器、避雷针及各开关柜的整定进行测定试验，对不合格的项目，责专人定期整改处理。 3、根据线路及负荷的实际情况，及时调整开关的保护整定，整定由专职技术员进行，确保各种保护的整定准确，
动作灵敏可靠。 4、所有井下高压电缆定期做耐压试验、绝缘测试，对不合格项目，责专人定期处理。 5、加强对老旧设备、线路的更新改造。 6、各岗位人员及有关责任人要加强对设备、线路的检查维护，及时排除各种隐患，确保系统安全运行。 7、认真落实岗位责任制，强化岗位人员的责任心，加强培力度，增强业务素质，保证100%持证上岗。 8、严格执行电业安全规程、停送电管理条例、设备操作规程等有关规程措施。 9、要作好风井两回线路的维护工作，以确保主扇风机的安全运行。 10、加强井下电气设备的维护，提高设备完好率，特别做好瓦斯异常区域内防爆检查工作，杜绝失爆，并设专人检查维护。 11、加强电器、电缆的井上检修，坚持检修后的技术性能试验，保证修理质量，做到试验不合格不能下井使用。 12、推广使用高爆真空开关的高压选漏装臵，以提高保护的灵敏度。 13、井下设备管理人员要定期检查采、掘工作面移动变电站检漏记录及运行情况，及时准确的掌握各工作面供电负荷情况，严格执行各项电气管理制度，同时对井下各种保护加强管理，对甩保护的责任人要严肃处理。
汽机运行操作技术及事故预想处理方法
汽机运行操作技术及事故预想处理方法1、起动前进行新蒸汽暖管时应该注意什么？ 1）低压暖管的压力必须严格控制。 2）升压暖管时，升压速度应严格控制。 3）主汽门应关闭，防止蒸汽漏入汽缸。电动主汽门后的防腐门及调节汽门和自动主汽门前的疏水应打开。 4）为了确保安全，暖管时应投入连续盘车。 5）整个暖管过程中，应不断的检查管道、阀门有无漏水、漏汽现象，管道膨胀补偿，支吊架及其它附件有无不正常现象。 2、汽轮机起动前为什么要保持一定的油温？ 机组起动前应先投入油系统，油温控制在35～45℃之间，若温度低时，可采用提前起动高压电动油泵，用加强油循环的办法或使用暖油装置来提高油温。 保持适当的油温，主要是为了在轴瓦中建立正常的油膜；如果油温过低，油的粘度增大会使油膜过厚，使油膜不但承载能力下降，而且工作不稳定。油温也不能过高，否则油的粘度过低，以至难以建立油膜，失去润滑作用。 3、起动前向轴封送汽要注意什么问题？ 轴封送汽应注意下列问题： 1）轴封供汽前应先对送汽管道进行暖管，使疏水排尽。 2）必须在连续盘车状态下先轴封送汽。热态起动应先送轴封供汽，后抽真空。 3）向轴封供汽时间要必须恰当，冲转前过早地向轴封供汽，会使上、下缸温差增大，或使胀差正值增大。 4）在高、低温轴封汽源切换时必须谨慎，切换太快不仅引起胀差的显著变化，而且可能产生轴封处不均匀的热变形，从而导致摩擦、振动等。 4、为什么转子静止时严禁向轴封送汽？ 因为在转子静止状态下向轴封送汽，不仅会使转子轴封段局部不均匀受热；产生弯曲变形，而且蒸汽从轴封段处漏入汽缸也会造成汽缸不均匀膨胀，产生较大的热应力与热变形，从而使转子产生弯曲变形。 5、汽轮机冲转条件中，为什么规定要有一定数值的真空？ 汽轮机冲转前必须有一定的真空，一般为60kPa左右，若真空过低，转子转动就需要较多的新蒸汽，而过多的乏汽突然排至凝汽器，凝汽器汽侧压力瞬间升高较多，可能是凝汽器汽侧形成正压，造成排大气安全损坏，同时也会给汽缸和转子造成较大的热冲击。冲动转子时，真空也不能过高，真空过高不仅要延长建立真空的时间，也因为通过汽轮机的蒸汽量较少，放热系数也小，使得汽轮机加热缓慢，转速也不易稳定，从而会延长起动时间。 6、汽轮机冲转时为什么凝汽器真空会下降？ 汽轮机冲转时，一般真空还比较低，有部分空气在汽缸及管道内未完全抽出，在冲转时随着汽流冲向凝汽器；冲转时蒸汽瞬间还未立即与凝汽器铜管发生热交换而凝结，故冲转时凝汽器真空总是要下降的。当冲转后进入凝汽器的蒸汽开始凝结，同时抽气器仍在不断地抽空气，真空即可较快的恢复到原来的数值。 7、为什么热态起动时先送轴封汽后抽真空？ 热态起动时，转子和汽缸金属温度较高，如先抽真空，冷空气将沿轴封进入汽缸，而冷空气是流向下缸的，因此下缸温度急剧下降，使上下缸温差增大，汽缸变形，动静产生摩擦，严重时使盘车不能正常投入，造成大轴弯曲，所以热态起动时应先送轴封汽，后抽真空。 8、为什么低压加热器最好随机起动？ 低压加热器随机起动，能使加热器受热均匀，有利于防止铜管胀口漏水，有利于防止法兰因热应力大造成的变形。对于汽轮机来讲，由于连接加热器的抽汽管道是从下汽缸接出的，加热器随机起动，也就等
水电站事故预想
水电站事故预想 一、发电机过负荷： 1.现象： 1) 定子电流和转子电流指示可能超过额定值。 2) 有、无功表指示超过额定值。 3) 定子温度有所上升，系统频率、电压可能降低。 2.处理方法： 1) 系统故障（系统频率、电压降低），按本机事故过负荷的能力掌握时间，监视发电机各部分温度不超限，定子电流为额定值。 2) 系统无故障，单机过负荷，系统电压正常： A. 减少无功，使定子电流降到额定值以内，但功率因数不超过0.95，定子电压不低于0.95倍额定电压。注意定子电流达到允许值所经过的时间，不允许超过规定值。 B. 若减少无功不能满足要求，则请示值长降低有功。 C. 若AC励磁调节器通道故障引起定子过负荷，应将AC调节器切至DC调节器运行。 D. 加强对发电机端部、滑环和整流子的检查。如有可能加强冷却：降低发电机入口风温，发电机、变压器组增开油泵、风扇等。 E. 过负荷运行时，应密切监视定子线圈，空冷器前后的冷、热风温度、机组振动摆度，不准超过允许值，并作好详细的记录。 F. 检查调速器功率闭环控制或集中监控系统是否正常，必要时退出本机参加AGC、AVC运行。
二、发电机三相电流不平衡： 1.现象： 1) 定子三相电流指示互不相等，三相电流差较大，负序电流指示值也增大。 2) 当不平衡超限且超过规定运行时间时，负序信号装置发“发电机不对称过负荷”信号。 3) 造成转子的振动和发热。 2.处理方法： 当发电机三相电流不平衡超限运行时，若判明不是表计回路故障引起，应立即降低机组的负荷，使不平衡电流降到允许值以下，然后向系统调度汇报。等三相电流平衡后，再根据调度命令增加机组负荷。水轮发电机的三相电流之差，不得超过额定电流的20%，同时任何一相的电流，不得大于其额定值。水轮发电机允许担负的负序电流，不得大于额定电流的12%。 三、发电机温度异常： 1.现象：发电机绕组或铁心温度比正常值明显升高或超限，发电机各轴承温度比正常值明显升高或超限。 2.处理： 1) 判断是否为表计或测点故障，是则通知维护处理，并将故障测点退出，密切监视其它测点的温度正常。 2) 若表计或测点指示正确，温度又在急剧上升，则减负荷使温度降到额定值以内。否则停机处理。