热电厂发电机组甩负荷事故分析
发电机甩负荷的处置措施
发电机甩负荷的处置措施发电机甩负荷是指在电力系统中，由于各种原因导致发电机无法满足负荷需求而强制切断部分负荷的供电情况。
当电网负荷过重或发电机出现故障时，为保护发电机安全运行和电网稳定，需要采取相应的处置措施。
本文将探讨发电机甩负荷的处置措施，并提出一些解决方案。
一、发电机甩负荷的原因1.负荷过重：电网负荷超过发电机容量，超过负荷的供电能力。
2.发电机故障：例如发电机电气故障、转子短路等，导致发电机无法正常运行。
3.事故隔离：当电力系统出现故障时，为保护设备和人员安全，需要隔离一些负荷。
1.提前预警机制：建立健全的电力系统监测和预警机制，及时掌握负荷增长趋势和发电机运行状况，为甩负荷做好准备。
2.负荷调度措施：通过负荷调度，降低负荷需求，使发电机能够满足供电要求。
这包括调整负荷的用电方式、优化负荷曲线、提高负荷利用率等。
3.电网优化：通过电网调整和优化，减少无效负荷，提高发电机供电能力。
包括升级电网设备、改善电力输送和分配方式、提高电网运行效率等。
4.发电机维护保养：定期进行发电机维护保养工作，保持发电机设备的良好状态，减少发生故障的可能性。
5.发电机备用机组：配置足够的备用发电机机组，以备发电机故障时能够及时替代，保证电网的供电可靠性。
6.备用电源：通过备用电源（如蓄电池、UPS等）提供短时供电，在发电机甩负荷期间维持关键负荷的供电。
7.发电机并网控制：通过发电机并网控制系统，监测发电机运行状况并实时调整发电机输出功率，以确保发电机在最大功率输出状态下运行。
8.发电机调速控制：通过控制发电机的调速器，调节发电机输出功率，使发电机能够适应负荷需求的变化。
三、发电机甩负荷的解决方案1.加强电力系统规划：根据负荷需求和发电机容量的匹配度，合理规划电力系统，以提高供电能力和负荷调节能力。
2.发电机运行监控系统：建立监测发电机运行情况的系统，实时获取发电机运行数据，及时发现故障和异常情况，并采取相应措施进行处理。
600MW发电机甩负荷原因分析及措施
关键词 ： 注入式定子接地保 护 ； 电压互感器 ； 匝间短路 ； 原 因分 析 ； 措施
中图分 类号 ： Ｔ Ｋ ７ ３ 文献标志码 ： Ｂ 文章 编号 ： １ ６ ７ ４—１ ９ ５ １ （ ２ ０ １ ３ ） ０ ９— ０ ０ ３ ６— ０ ３
０ 引言
构皮滩发 电厂发 电机变压器组采用单元接线方式 ， 发 电机 出 口设 计 有 出 口开 关 ， 采 用瑞士 Ａ Ｂ Ｂ 公 司 Ｈ Ｅ Ｃ一 ７ Ｓ 产品， 开关 两侧各 布置 １ 组 电压互 感器 （ Ｔ Ｖ ４ ， Ｔ Ｖ ５ ） ， 发 电机 机 端 共 设 计 ４组 电压 互 感 器 ，
Ｖ摇表检查发电机中性点接地变压器低对高及地绝 缘 电 阻值 为 ５ ． ９ ９ Ｇ Ｉ Ｉ ， 判 断接 地变 绝缘 合格 ， 对 靠 发
电机侧 电压 互 感 器 （ ８ ５ ４ Ｐ Ｔ ） Ａ， Ｃ相 绝 缘 进 行 了 检 查， 检查结果合格 ， 对该组电压互感器全部二次 回路 绝缘 进行 了检 查 ， 检 查 结 果 合 格 。从 而 判 断 出故 障 点 为发 电机侧 Ｂ相 电压互 感 器 （ ８ ５ ４ Ｐ Ｔ ） ， 并将 其 结 果 汇报 给调度 。
４ ９ ８ ． ５ ＭＷ ， Ｑ＝１ ０ ＭＶ ・ Ａ； ５机 组 Ｐ＝５ ２ ７ ． ６ ＭＷ ， Ｑ＝１ ０ ＭＶ ・ Ａ。
２ ０ １ ２— ０ ７— ０ ８ Ｔ ２ ２ ： ４ ２， 构 皮 滩 发 电 厂 ５发 电
机保 护 Ａ， Ｂ柜 注入 式定 子 接地保 护 动作 跳 闸 ， 甩 负
１ 事故 过程
事故发 生 前 ， ５ ０ ０ ｋ Ｖ主 系 统 按全 接线 方式 运 行， １ ０ ｋ Ｖ厂用 电 Ｉ ～Ⅳ段分 段 运 行 ， 分别 由 １ １ Ｂ～
水电站机组甩负荷试验失败分析
水电站机组甩负荷试验失败分析针对水电站机组甩负荷试验的重要性及必要性,采用理论指导实践的办法,具体对该电站机组启动验收过程中出现的机组甩负荷试验失败进行分析,得出解决办法,并对今后水电站机组甩负荷的安全性进行探讨,寻求安全可靠之路。
标签：水电站甩负荷试验水电站因受自然条件的限制,常有较长的压力过水管道。
由于管道长、水流惯性大,导水机构开关时会在压力过水管道及蜗壳内引起水锤作用。
特别是在机组甩满甩荷时,由水锤作用引起的蜗壳压力上升,及由水力惯性作用引起的转速上升都是水电站安全运行监测的重点对象,如故障其带来的可能是重特大事故。
如1995年7月8日曾有水厂因防水锤措施不足发生特大淹机停水故障。
1 井冈山(仙口)水电站联合甩负荷试验失败井冈山(仙口)水电站位于江西西南部,装有2×12MW立式混流悬式水轮发电机组,水压正常高水位305m,发电限制水位290m,水轮机安装高程233.62m,额定水头61m,最大工作水头69.38m,进水阀采用D971X—16Q对夹式电动蝶阀,直径2.25m,主管直径 4.5m,支管直径 2.25m,单机流量23.45m3/s,机组调速器型号为GLYWT—PLC/7500。
水锤及调节保证计算按照水锤波计算公式,把蜗壳及尾水管中的水流假定为一元流,将其作为压力管路的延续部分分别求出主管、支管、蝶阀蜗壳、尾水管处的波速ai,最后求出压力管路等价波速a,时等价波速a=1062m/s。
压力管路流速按等价流速计算,则等价流速v=466m/s,水锤波长t相=0.439,因为Ts远大于tr故最大水锤压力发生在间接水锤。
为使甩负荷时压力上升率和转速上升率符合规范要求,在引水系统中设置调压室。
现取额定水位头为61M,最大水头为69.38M两种情况,取关闭时间Ts=16s,计算机组甩全负荷的蜗壳最大压力上升率Z蜗最大转速上升βmax,尾水管真空值H尾,计算结果见右表。
从表中可知在导叶全关闭时间T=16s,最大水头相组甩全负荷时,蜗壳最大水压上升率Z蜗=46.2%∈30%～50%,额定水头机组甩全负荷时,最大转速上升率βmax=43%<45%,尾水管真空值H尾=6.74m<8m,均满足规范要求。
浅析某水电站机组水导轴承烧损甩负荷事故原因
浅析某水电站机组水导轴承烧损甩负荷事故原因发布时间：2021-12-14T07:01:03.679Z 来源：《中国电气工程学报》2021年7期作者：陈克文[导读] 对一起某小型水电站#3机水导轴承烧损导致机组甩负荷事故的原因进行分析陈克文国家能源集团贵州电力有限公司红枫水力发电厂贵州清镇 551400摘要：对一起某小型水电站#3机水导轴承烧损导致机组甩负荷事故的原因进行分析，通过上位机发出的水机信号和现场设备原因查找，找出水导轴承烧损的主要原因，经过抢修工作进一步证实原因分析的正确性，并提出防范措施，为类似机组技术供水方式的水电站提供借鉴。
关键词：水导轴承；滤水器；示流器；锈蚀；润滑水前言某水电站三台18MW混流立轴式机组，其水导轴承均为筒式橡胶瓦结构，机组技术供水采用集中自流减压供水方式，每台机组从其引水钢管取水，通过主供水液压阀(3201)，经过滤，供给上导、下导及水导轴承，运行中的水导轴承对润滑水水质要求高，且不能缺水运行，在机组运行过程中，若出现水导润滑水源中断，则启动事故停机流程，保护橡胶水导轴承不被烧毁。
为提高水导润滑水的水质和供水的可靠性，水导技术供水设计为主供润滑水和备用润滑水两根管道，水导主供润滑水先经过大滤水器再经过小滤水器才供给水导轴承进行冷却和润滑，正常时投入主供润滑水，当开机流程启动后主供润滑水无法投入或运行中出现中断，延时50s后自动投入备用润滑水(见该电站部分水系统图)。
（一）事故经过事故发生前三台机组并网发电运行正常，#1机有功负荷15MW，无功负荷4.01MVar；#2机有功负荷16MW，无功负荷4.0MVar；#3号机有功负荷15MW，无功负荷4.0MVar运行正常。
2016年7月16日11时58分，监控系统上位机发“#3机投备用润滑水失败”信号，同时“#3机润滑水中断”事故流程启动#3机事故停机流程,跳#3机断路器事故停机，机组过速140%落快速闸门、事故配压阀动作、调速器急停动作，发电机保护盘发“水机事故联跳”、“励磁开关联跳”信号。
机组甩负荷的现象及处理方法
主要现象：
1.机组有功负荷表指示突然减小，全甩负荷时，负荷可能至零。
2.蒸汽流量急剧减小，全甩负荷时，流量及调节级压力接近零。
3.蒸汽压力急剧上升，旁路或安全阀可能动作，调节级压力及排汽压力可能急
剧降低。
4.主、再热汽温升高。
5.液压系统控制油压、调节汽门开度可能大幅变化。
6.主变压器、220kV及厂用电系统可能出现故障。
7.汽轮机电调控制系统可能出现故障。
处理方法：
1．根据机组负荷情况，迅速减少燃机负荷和给水量，及时调整，以保持各参数恢复正常。
2．如果蒸汽压力过高，应该打开向空排汽阀或投入旁路系统。
3．注意监视主、再热蒸汽参数。
4．当发电机跳闸时，检查汽轮机转速是否飞升（如果超过110%，则手动跳闸），确认润滑油系统供油正常，全面检查机组各轴承温度、轴向位移、胀差、振动等是否正常，倾听汽轮机内是否有异声。
5．当故障处理完毕时，迅速将汽轮机并网。
发电厂安全事故案例分析和经验总结【含68个电厂事故分析和经验总结】
发电厂安全事故案例分析和经验总结目录大唐集团电厂三起事故的通报 (4)托克托电厂"10.25"事故通报 (6)关于山西神头第二发电厂主蒸汽管道爆裂事故有关情况的报告 (9)华能汕头电厂1999 年2 号汽轮机高压转子弯曲事故情况通报 (11)裕东电厂#1 机组#5 轴瓦烧损事故报告 (14)裕东电厂“10.28”#2 机组(300MW)停机事故的通报 (16)一起发电厂220kV 母线全停事故分析 (19)宁波北仑港发电厂“3.10”电站锅炉爆炸事故分析 (20)乌石油化热电厂3 号汽轮发电机组“2.25”特别重大事故详细原因分析 (24)秦岭发电厂200MW－5 号汽轮发电机组轴系断裂的特大事故分析 (26)某电厂电工检修电焊机触电死亡 (27)湛江电厂“6.4”全厂停电及#2 机烧轴瓦事故通报 (28)关于2007 年3 月2 日某电厂三号锅炉低水位MFT 动作的事故通报 (30)某厂#4 机跳闸事故分析 (31)大唐韩城发电厂“8.3”全厂停电事故通报 (34)托克托电厂“8.16”检修高加烫伤事故分析 (36)沙洲电厂“10.14”电气误操作全厂停电事故通报 (39)广西来宾B 电厂连续发生四起同类设备责任事故 (43)郑州热电厂发电机定子接地保护动作跳闸分析 (43)汉川电厂一次机组断油烧瓦事故的思考 (45)大唐洛阳热电公司“1.23”人身死亡事故的通报 (47)华能榆社发电有限责任公司电气运行人员走错间隔违章操作人身死亡事故 (48)王滩发电公司“6.10”电气误操作事故分析报告 (49)大同二电厂5 号机组在小修后启机过程中发生烧瓦恶性事故 (53)2006 年10 月17 日台山发电公司#4 机汽轮机断油烧瓦事故 (55)泸州电厂“11.15”柴油泄漏事件 (58)监护制不落实工作人员坠落 (60)安全措施不全电除尘内触电 (61)检修之前不对号误入间隔触电亡 (61)安全措施不到位热浪喷出酿群伤 (62)违章接电源触电把命丧 (63)制粉系统爆燃作业人员身亡 (63)违章指挥卸钢管当场砸死卸车人 (65)安全距离不遵守检修人员被灼伤 (66)焊接材料不符吊环断裂伤人 (66)误上带电间隔检修人员烧伤 (67)炉膛负压反正检修人员摔伤 (68)擅自进煤斗煤塌致人亡 (68)高空不系安全带踏空坠落骨折 (68)临时措施不可靠检修人员把命丧 (69)起吊大件不放心机上看护出悲剧 (70)操作中分神带接地刀合刀闸 (71)操作顺序颠倒造成母线停电 (73)值班纪律松散误操作机组跳闸 (75)强行解除保护造成炉膛爆炸 (76)运行强行操作造成炉膛放炮 (78)异常情况分析不清锅炉启动中超压 (80)忘记轴封送汽造成转子弯曲 (82)走错位置操作低真空保护跳机 (84)擅自解除闭锁带电合接地刀闸 (85)漏雨保护误动导致全厂停电 (86)更换设备不核对电压互感器爆炸 (87)对异常情况麻痹致使发电机烧瓦 (88)保护试验无方案机组异步启动 (88)甩开电缆不包扎短路机组掉闸 (89)停电措施不全引发全厂停电 (91)检修无票作业机组断油烧瓦 (92)管辖设备不清越位检修酿险 (94)大唐集团电厂三起事故的通报1、大唐国际北京高井热电厂“1·8”事故情况一、事故经过2005 年1 月8 日，全厂6 台机组正常运行，#3 发电机(容量100MW)带有功85MW。
盘电机组甩负荷锅炉熄火
盘电#1机组甩负荷锅炉熄火【事故经过与处理】1.事故前运行方式220kVⅠ组母线： 211 203 207 205 270（热备用）中性点：2110220kVⅡ组母线： 212 206 209 218 219 中性点：2180220kV母联210合闸，220kVⅠ、Ⅱ组母线并列运行，#1机负荷130MW，#2机负荷190MW110kVⅠ段母线：103110kVⅡ段母线：101 102110kV分段兼旁路开关110合闸，110kVⅠ、Ⅱ段母线并列运行220K兴天线停运。
2.事故经过及处理10月2日17时00分，中调方式科刘XX通知：10月3日启#1机组，19点左右并列，运行正常后23时30分倒#1机单独带盘兴线，向广西送电。
10月3日#1机组19时00分并列，10月3日23时30分，中调令我厂220kV母线倒为如下运行方式：Ⅰ组母线： 211 207 218 219 中性点：2180Ⅱ组母线： 212 203 205 206 209 270（备）中性点：2120同时令合上#2主变220kV中性点接地刀闸2120后，拉开#1主变220 kV中性点接地刀闸2110。
值长李XX接令后于3日23时30分令电气运行操作。
电气班长王XX 接令后，安排网控值班员沈XX操作，班长（监护当班）李X监护。
运行部值长室副主任秦XX和运行部电气专责王XX参与监护。
操作票经审核正确后于3日23：45开始操作。
4日0时50分，运行部值长室副主任秦XX电话告述值长：“母线倒闸操作已结束，只差拉最后一步母联210开关”，值长问“是否已拉开#1主变220kV中性点接地刀闸2110”，秦告还未拉开；值长李XX令“拉开#1主变220kV中性点接地刀闸2110，等我汇报中调”。
秦XX于是向网控值班员沈吉坤下令：拉开#1主变220kV中性点接地刀闸2110。
4日0时53分，值长李XX向中调汇报：“我厂220kV母线现已倒为如下方式运行：Ⅰ组母线： 211 207 218 219 中性点：2110 2180Ⅱ组母线： 212 203 205 206 209 270（备）中性点：2120我已经安排电气去拉2110开关”。
关于机组甩负荷后发电机未跳闸工况分析
关于机组甩负荷后发电机未跳闸工况分析单元制机组是指，由一台锅炉和一台汽轮机相配合的系统。
本文主要针对某电厂单元制机组甩负荷后自带厂用电过程进行分析，深入探讨机组甩负荷后自带厂用电过程中的不安全因素以及如何将这些不安全因素降至最低。
标签：单元制机组甩负荷未跳闸对于单元制机组，正常运行中如果出线跳闸，发电机同时也跳闸会导致厂用电失去的事故；如果出线跳闸，发电机未跳闸而转为自带厂用电方式，就是所谓的“小岛运行方式”，此种方式对机组设备的安全运行会产生比较大的影响，对运行人员的技术水平也是巨大的考验。
一、某厂单元制机组接线方式概述：220kV 母线为双母线接线，发变组和启备变间隔；母线间有联络开关。
220kV 系统母线经两回出线送出。
出线跳闸时如果保护未动作机组进入以下两种方式运行，一个是小岛运行，一个是厂用电全失。
某厂单元制机组对外停电后自带厂用电运行5分钟，在这5分钟内锅炉超压，过热器压力18.3MPa，过热器1、2号安全门动作；汽机转速最高3215rpm，汽轮机OPC保护频繁动作，汽机转速在3000-3160rpm之间频繁摆动；汽轮机打闸后，发电机因为逆功率不会动作没有跳闸，直到转速下降，产生过激磁，励磁电流增大造成励磁变过流才跳闸，在此过程中对机组设备的安全运行是一个严峻的考验。
二、以下图析某厂单元制机组对外停电后自带厂用电运行过程1.图一是汽轮机手动打闸后发电机保护动作情况：汽轮机手动打闸后20s发电机过激磁保护报警（此保护定时限动作减励磁；反时限动作关主汽门），17s 后发电机低频累积跳闸报警（此保护只动作关主汽门），励磁随发电机转速下降一直增加，所以42s后发电机励磁变高压侧电流152A，励磁变过流保护动作跳闸动作于发电组全停。
发电机正常跳闸是通过逆功率保护动作，保护配置共两套，一套程跳逆功率，动作条件为任一主汽门关与任一中压主汽门关与上功率为-3MW，延时1秒跳闸，另一套为长延时逆功率保护，动作条件为功率达到-4.5MW，延时15秒跳闸。
水电站水轮发电机组运行中甩负荷危害及应对措策分析
水电站水轮发电机组运行中甩负荷危害及应对措策分析摘要：对于一些规模较大且结构复杂的水电站水轮发电机组来说，一旦设备在运行过程中发生了甩负荷故障，这将对水电站发电机组的稳定运行造成严重影响，不利于水电站经济效益的提升。
基于此，本文以发电机组的甩负荷作为研究对象，分析水轮发电机组甩负荷带来的危害，通过采取有效的处理措施和预防措施实现对甩负荷的积极应对，保证机组稳定运行。
关键词：水电站；水轮发电机组；甩负荷引言：水轮发电机组是水电站发电中的核心系统，机组在运行时如果出现了甩负荷现象，这将降低系统运行效率，导致能源利用率和供水水平的降低，从而无法满足当地居民对用水用电的需求。
了解水轮发电机组运行时存在的甩负荷危害，有利于实现能源的高效利用，使水资源更好的转化为电能，推动水电系统的安全运行，提升水电站的经济效益。
1.水电站水轮发电机组甩负荷危害分析1.1甩负荷现象和表现形式水轮发电机组在运行时会因某些故障原因而产生甩负荷现象，有时也会因变电站开关故障而出现跳闸情况。
这些问题都会导致水轮发电机组和电网快速脱离，水轮发电机的转速提升，整个机组开始出现异常运行声音，并伴随着明显的过电压现象，即甩负荷现象。
水轮发电机组的甩负荷与机组机械能无法转化为电能有关，电能不能为输送，水轮发电机组的动力矩超过阻力矩，使机组转速不断提升，而引水管位置的水压升高。
当水轮发电机组内的保护装置在良好状态下运行时，转速提升到最大值时，受调速装置的影响，导叶会快速关闭，此时水轮发电机组的转速逐渐下降，慢慢的从快速转动状态转为稳定运行状态。
如果水轮发电机组出现了故障，设备将所有负荷甩出，这一段时间内，一旦调速器发生故障或导叶不能及时关闭，水轮发电机组的转速将会不断提升直到超过额定转速，此时发电机组的噪音较大，机组内部零部件出现不同程度的破坏。
一般情况下，甩负荷故障时的机组转速将会是额定转速的2.7倍，同时机端电压提升，设备和压力管道的应用将会受到故障威胁[1]。
系统故障引起发电机突甩负荷保护动作分析及零功率保护解决方案介绍
系统故障引起发电机突甩负荷保护动作分析及零功率保护解决方案介绍【摘要】在目前超高压、大电网输电线路建设过程中由于采用紧凑型布局，在发电厂输出线路同时故障时会造成机组超速，甚至威胁到机组设备安全。
本文通过对一起系统故障引起的发电机突甩负荷时录波数据及报警报文分析，对其中存在的问题进行了总结，并提出零功率保护解决方案。
【关键词】系统故障保护零功率0 前言随着我国特高压、大电网的形成，在电力输送通道建设中大量采用了紧凑型线路、同杆架设、远距离输电、串联补偿、中间开关站等各种技术，减少了线路数量，节约了线路走廊。
这些新技术的使用，为功率的稳定输出提供了有效的保证，但由于发电厂送出输电线路的同时故障，会造成机组无法输出功率，对机组热力设备及安全产生危害和影响。
大型汽轮机组多为超临界或超超临界机组，由于其蒸汽参数高、流量大，转子转动惯量大，当机组满载情况下发生正功率突降（如唯一的送出线发生故障跳开）时，机组转速迅速上升、主变高压侧电压迅速升高，锅炉水位急剧波动；此时由于发变组保护不能动作，发电机不能灭磁、锅炉不能灭火，机组只能在调速器的调节下从超压、超频逐渐转变为低频过程，甚至可能出现频率摆动过程，对汽轮机叶片也有伤害。
因此，当发生发电机正功率突降时，如不及时采取锅炉熄火，关闭主汽门、灭磁等一系列措施，必将严重威胁机组安全，甚至损坏热力设备。
下面对一起系统故障引起的发电机突甩负荷保护动作情况进行分析，并提出解决方案。
1 故障前运行方式某发电厂3、4 号机组容量2*660MW，发电机通过主变升压后经500 kV 升压站及岗花Ⅰ、Ⅱ回线路送至对侧500kV 花都变电站， 500kV 升压站及500kV 花都变均采用3/2 接线方式，岗花Ⅰ、Ⅱ回线路同塔双回架设。
当时正常运行方式：岗花Ⅰ、Ⅱ回线正常运行，岗5011、岗5012、岗5013、岗5021、岗5022、岗5023、岗5111DK（500kVⅠ母电抗器开关）断路器合环运行。
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热电厂发电机组甩负荷事故分析
1 事故经过
1.1事故的发生
2022-05-26夜，某热电厂2台35t/h炉、2台抽凝机组运转，其
中，1号机纯凝带3.5MW电负荷，2号机抽凝带4.5MW电负荷、16t/h
汽负荷运转。约03:00，天气恶劣，风雨雷鸣。电气控制室“35kV母
线接地”信号继电器掉牌，警铃响，运转人员手动复归该信号继电器，
未成。20s后，2台机组甩负荷至带厂用电(约1000kW)运转，汽轮机转
速快速上升至3160r/min，发电机出口过电压(电压表满偏)、374线路
保护过流Ⅲ段“定时方向过流3XJ”信号继电器掉牌，374开关未动作。
而对侧374开关方向速切保护(整定时间0s)动作，开关跳闸，约50s
后，检无压，重合成功。
1.2事故处理
(1)机组甩负荷后电气运转人员分别用磁场变阻器降1，2号发电
机电压，电压不下降。甩负荷约50s后，运转人员拉开374开关，同
时发现
1，2号主变高压侧开关301，302跳闸，备用厂变自投成功，1，2
号主变低周、低压二级解列保护信号继电器掉牌，1，2号发电机出口
电压快速下降至8～9kV，调整磁场变阻器升电压至额定值。运转人员
发现1，2号机“主汽门关闭”光字牌亮，拉开1号发电机开关101。
- 2 -
又发现2号发电机开关102红绿灯无指示，灭磁开关MK绿灯亮，“MK
联跳”(汽机保护联跳发电机开关)信号继电器掉牌。
(2)汽机运转人员分别手摇同步器降汽轮机转速，但转速仍然上升，
当转速升至3260r/min时，2台机危急保安器相继动作。机组全部解列。
(3)机组重新定速，并网发电，投减温减压供汽。
2 事故分析
雷雨大风引起374线路单项接地，20s后转为两相接地短路或两相
不接地短路(见图1)，对侧374开关速切保护动作跳闸，电厂侧374线
路保护应有过流Ⅰ、Ⅱ段保护动作，但未动作，过流Ⅲ段保护动作后，
374开关应跳闸，但未跳闸。当电厂侧374开关拉开，对侧374线路保
护重合闸检无压，重合成功。
2号机甩负荷后，没有自动装置自动切除调压器，运转人员也未能
及时切除调压器而手摇同步器降转速，由于汽机调速系统的特性：当
甩负荷后机组转速升高，脉冲油压升高，调节汽阀、旋转隔板快速关
小，导致抽汽口压力快速下降，二次脉冲油压下降，调节汽阀开大，
转速又上升。所以，运转人员手摇同步器并不能降转速，反而发现在
操作过程当中转速继续上升，直至危急保安器动作。
汽轮机危急保安器动作后，其主汽门关闭，汽轮机失去动力源，
发电机开关未跳闸，继续带厂用电负荷运转，在没有动力源又有较大
阻力的情况下，机组转速快速下降。同时，机组甩负荷后，两台机组
通过101，301，300，302，102开关并列运转，2号机组转速上升，拉
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动1号机组转速上升。由于2台机组不可能同时人为控制转速升降，
运转人员几乎不可能将机组转速稳定在额定值。
机组甩负荷过电压后，电气运转人员未用调速开关降转速，仅用
磁场变阻器降电压。用磁场变阻器可以降电压，但不能降转速，过电
压是由超速引起的。而发电机出口电压随转速同时升高，在转速超过
额定值较多时，用磁场变阻器降电压并不明显，只有通过降转速才能
可靠地降电压。
由于运转人员已用磁场变阻器降低了电压，当转速下降至额定值
时，未及时调高电压，导致低电压保护动作，跳主变高压侧开关301，
302。后经查，2号机重新定速过程当中，热工保护动作跳102开关，
其声光信号均正常。
3 防范措施
(1)电厂侧线路保护、374开关动作有异常，需检查。
(2)电气运转人员在机组甩负荷后，应按规程先拉开主变高压侧开
关，使2台机组分列运转，以便于控制转速。为减少事故状态下运转
操作，可以设计保护当374开关事故跳闸时联跳301或302开关，自
动分列2台机组。
(3)为克服汽机事故状态下的调速特性，运转人员在机组甩负荷后
应该先切除调压器。当机组甩负荷时，在保护上，由电气信号启动汽
机油系统电磁阀切除调压器。
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(4)在运转规程上明确当机组超速时电气、汽机运转人员要分别操
作调速开关、同步器降转速。在电气控制室增装转速表，以方便电气
运转人员准确掌握汽机转速。正常运转时同步器插销未拉出，由电气
调速，拔出插销可手摇同步器操作，此时电气运转人员仍可操作调速
开关，但不改变转速，所以电气运转人员通过调速开关操作同步器与
汽机运转人员直接手动操作同步器没有矛盾。只有当过电压影响安全
时(具体明确转速超过多少且仍不下降和主汽门关闭时)，电气运转人
员才可以用磁场变阻器降电压。
(5)为了避免事故状态下人的思维因紧张而不清晰，可以编制详细
的事故处理规程公布在主控室，事故时运转人员按规程处理。
4 结束语
机组甩负荷超速的事故处理原则，既要尽快降转速，保护设备安
全，也要努力使机组继续运转，保证厂用电不中断，最终保护设备安
全，只有在超速影响机组安全时才可以立即停机。
事故时运转人员应冷静，按事故处理规程操作，处理过程当中出
现新的问题或矛盾时按事故处理原则执行。完善自动保护措施是快速、
正确处理事故的有效手段。