变压器异常及事故出来

第一篇：变压器异常及事故出来

变压器常见异常的分析及判断

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变压器常见异常的分析及判断

------专业技术工作总结之二

变压器是否异常运行直接关系电网的安全。通过近几年的工作实践，感受到电气工作人员在对设备进行巡视时，可以随时通过对声音、振动、气味、变色、温度及其他现象的变化来判断变压器的运行状态，分析事故发生的原因、部位及程度。从而根据所掌握的情况进行综合分析，结合各种测试结果对变压器的运行状态做出综合判断。总的来所对变压器的异常运行及判断总结如下：

一、直观判断

1、声音

正常运行时，由于交流电通过变压器绕组，在铁心里产生周期性的交变磁通，引起变压器铁心钢片的振动，铁芯的接缝与叠层之间的磁力作用以及绕组得导线之间的电磁力作用引起振动，发出平均的“嗡嗡”声。如果产生不均匀的响声或其他响声，都属不正常现象。

(1)若音响比平常增大而均匀时，则一种可能是电网发生过电压，例如中性点不解地电网有单相接地或铁磁共振时;另一种可能是变压器过负荷，在大动力设备(如大型电动机、电弧炉等)，负载变化较大，因五次谐波作用，变压器瞬间发生“哇哇”声。此时，再参考电压表与电流表的指示，即可判断故障的性质。然而，根据具体情况，改变电网的运行方式与减少变压器的负荷，或停止变压器的运行等。

(2)声音较大而噪杂时，可能是变压器的铁芯的问题。如加件或压紧铁芯的螺丝松动时，仪表的指示一般正常，绝缘油的颜色，温度与油位也无大变化，这时应停止变压器的运行进行检查。

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3、体表

变压器故障时都伴随着体表的变化。主要有

(1)防爆膜龟裂、破损。当呼吸口不灵，不能正常呼吸时，会使内 部压力升高引起防爆膜破损。当气体继电器、压力继电器、差动继电器等有动作时，可推测是内部故障引起的。

(2)因温度、湿度、紫外线或周围的空气中所含酸、盐等，会引起箱体表面漆膜龟裂、起泡、剥离。

(3)大气过电压、内部过电压等，会引起瓷件、瓷套管表面龟裂，并有放电痕迹。

4、渗漏油

变压器运行中渗漏油的现象是比较普遍的，其中主要原因是油箱与零部件联接处的密封处不良，焊件或铸件存在缺陷，运行中额外荷重或受到震动等。 (1)变压器外面闪闪发光或粘着黑色的液体有可能是漏油。小型变压器装在配电柜中，因为漏出的油流入配电柜下部的坑内而流不到外面来，所以易以及时发现。

(2)内部故障使油温升高，会引起油的体积膨胀，发生漏油，有时会发生喷油。若油位计大大下降，而没有发生以上现象，则可能是油位计损坏。

5、温度

变压器的很多故障都伴随有急剧的温升。

(1)对运行中的变压器，应经常检查套管各个端子和母线或电缆的连接是否紧密，有无发热迹象。

(2)过负载、环境温度超过规定值，冷却风扇和输油泵出现故障，散热器

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2、铁芯接地片断裂

变压器运行中，其内部金属部件会因感应产生悬浮电位。如果接地不良或接地片断开，就会产生断续的放电。当电压升高时，内部可能发生轻微劈啪声。严重时会使瓦斯继电器动作，油色谱分析结果为不合格。其原因可能是接地片没有插紧，对此可进行吊芯检查接地片，更换已损坏的接地片。

3、绕组匝间短路

在短路的匝间内将有很大的短路电流，但电网输入变压器的电流却增加不多。变压器的温度比正常运行时高，无瓦斯继电器的变压器换能听到其内部油的窜动声音。匝间短路时，一般气体继电器的气体呈灰白色或蓝色，跳闸回路动作。故障严重时，差动继电保护动作。，高压熔断器熔断。匝间短路如不能及时发现，会使融化的铜(铅)粒四射，波及邻近的绕组。绕组匝间短路故障用摇表测绝缘电阻的方法不易发现的。一般可用测量绕组直流电阻与以往的数值作比较的方法发现。发生绕组匝间短路时，空载电流与空载损耗会显著增加。因此，可测空载电流和空载损耗，并测绕组的直流电阻和进行油的色谱分析来综合判断。查找故障点时，应将变压器身吊出检查。如不易找到，可对绕组施加10%～20%的额定电压(在空气中)，这时匝间短路处会发生冒烟现象。产生绕组匝间短路的原因是：散热不良或长期过负荷使匝间绝缘损坏;由于变压器出口短路，或其他故障使绕组受短路电流冲击而产生振动与变形而损害咋间绝缘;油面降低使绕组露出油面，匝间绝缘击穿;雷击时大气过电压浸入损坏匝间绝缘;绕组绕制时未发现的缺陷(到现有毛刺、导线焊接不良和导线绝缘不完整)或匝间排列与换位、绕组压装不正确等，使匝间绝缘受到破坏。

4、绕组对地部分短路

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好。并且还要测量直流电阻，与出厂值或以往的数值比较应无较大差异。

8、套管碎裂或出线连接松动

变压器套管表面污秽及大雾、下雨、阴天时会造成电晕放电而发出“吱吱”声，套管污损产生电晕，闪络会引起奇臭味;套管出线连接松动、表面接触面过热氧化都会引起变色和异味。

9、气体继电器

当气体继电器动作且其中聚集有气体时，并不能证明是变压器有故障，例如，绝缘油脱气不彻底、非真空注油、冷却系统不严密等，都会使空气进入气体继电器，并使其动作，发出信号，这些空气排出后，变压器仍能继续运行。但是当变压器内部发生故障时，情况便不一样了，此时气体继电器内也聚集气体，但并不是普通的空气，所以应把这些气体聚集起来，对其数量、可燃性、颜色与化学成分进行分析，判断出故障的性质。在一时不能做色谱分析时可大致按如下方法初步判断：无色、不可燃的是空气;黄色、可燃的是木质故障产生的气体;淡灰色、易燃的是铁质故障使绝缘油分解产生的气体。变压器内部故障产生的可燃性气体大多是氢气、一氧化碳与烃类化合物。当气体内的可燃成分达到10%～15%时，即会燃烧。由于在故障发展初期，产生的气体与溶解在油中的气体混合，并通过油层进入气体继电器，一般不能燃烧，而且颜色也不明显。因此，单是从气体的有无颜色与可燃与否来判断变压器故障性质也不是十分准确可靠的，必须进行色谱分析，分析化学成分。此外，如果气体继电器的信号动作间隔时间逐次缩短，则说明故障正在发展，这时最好投备用变压器，以便停下检修。

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第二篇：变压器运行中常见异常及原因分析

摘要：变压器是发电、供电及用电企业中的重要设备。在迁钢的电力系统中处于极为重要的地位。变压器的运行、维护及检修水平将直接影响供用电的可靠性和供电的质量及用电设备的安全。热轧分厂下辖的变压器容量较大，数量较多，种类多样，这就更加突出了变压器安全稳定运行的重要性，要求我们值班人员能够认真细致地对设备进行巡视检查，通过变压器在运行过程中暴露出地各种异常现象，发现各类不安全隐患，及时予以消除，确保安全稳定运行。

关键字：变压器、供电、原因

1.前言

变压器在运行中主要有以下几类异常情况，下面我结合自己在工作中的一些经验，对变压器的异常情况和形成原因进行分析。

2.变压器异音

变压器正常运行时，应发出均匀的“嗡嗡”声。如果产生不均匀的声音、声音加重或者 有“噼啪”声等其他异音，都属于不正常现象。

2.1变压器的“嗡嗡”声比平时增大，声音不均匀，可能产生原因： 2.1.1 电网产生过电压、单相接地，或发生谐振过电压。变压器的声音较平常尖锐，可结合电压表等指示、接地信号等进行综合分析。

2.1.2变压器过负荷，或者系统短路，会发出沉重的“嗡嗡”声。

2.1.3大的动力设备启动，造成主变内部发生“哇哇”声音，如变压器带有电炉、硅整流等非线性设备，产生高次谐波，也会发出这种声音。

2.1.4由于短路或接地，会通过大量短路电流，使变压器内部发生异常声响，发出“噼啪”的噪声。

2.1.5由于内部零件松动，如穿心螺丝夹得不紧，铁心松动，也会造成变压器内部有强烈的噪声。

2.1.6由于铁磁谐振，使变压器发出不均的噪声。

2.1.7变压器运行中，声音中混有杂音，如电压、电流正常，有可能是外部附属设备及附件松动造成。

2.1.8变压器电源电压过高时，会使变压器过励磁，响声增大而尖锐。

2.1.9音响中夹有连续的、有规律的撞击或摩擦声时，可能是变压器某些部件因铁心震动而造成机械接触，或者是因为静电放电引起的异常声响。这类响声对运行无大危害。不必立即停运。

2.2变压器有放电声

2.2.1 变压器内部线圈匝间、线圈层间绝缘损坏，因而引起放电时，会发出“咕嘟、咕嘟”的开水沸腾声。线圈对铁心及外壳之间、铁心对地、内部引出线及套管对外壳，均有可能产生放电。还可能产生变压器调压装置对地的相间放电，如果分接开关不到位，分接开关接触不良的放电等，也会发出这种声音。由于放电的部位不同，损坏程度不同，使放电声音有大有小，可能连续、也可能断断续续。如果音响中夹有爆裂声，可能是变压器本身绝缘有击穿现象。

2.2.2变压器外部，主要是瓷套管处存有污秽表面釉质脱落或裂损时，受潮而引起放电。在夜间或在阴雨天可能出现蓝色的电晕或火花，可能听到“嘶嘶”或“哧哧”声。

3.油位(油面)异常

变压器油主要具有绝缘、散热、消弧作用。

3.1油面低

如果变压器缺油，可能产生以下后果：

3.1.1可能造成瓦斯保护装置误动作，并且无法对油位、油色进行监视。

3.1.2油面下降过多，将加大油与空气的接触面积，使油极易吸收水分和氧化，加速油的劣化，降低绕组的绝缘强度。使铁心和其他零部件生锈。

3.1.3变压器的导电部位对地和相互间的绝缘强度大大降低，遭受过电压时极易击穿。 3.1.4不能浸没分接开关时，分接头之间会泄露放电，而造成高压绕组短路。 3.1.5油不能良好循环对流，使变压器温剧增，甚至烧坏。 3.1.6变压器油位降低的原因有：

A.长期渗、漏油或大量跑油。

B.修理或试验时，从变压器里放油后，未及时补油。 C.油面低，负荷也低，并遇气温严重下降。

D.油枕储油量不足，容积小，不能满足运行要求，遇气温严重下降，造成油面过低。

3.2油面过高

3.2.1变压器补油不合格，油量过多。过负荷或者气温上升。 3.2.2涡流或者穿心螺丝绝缘损坏，使油温升高。

3.2.3绕组局部层间或匝间短路、内部接点有故障，接触电阻加大，即二次线路有大电流短路等。

3.3假油面

3.3.1在负荷温度及气温变化时，油面不变化，可能是油标管堵塞，或瓦斯继电器截门未打开。

3.3.2油面升高不降，可能是油标上出口半堵，只出气不进气造成。

3.3.3油面只降不随负荷、气温变化升高，可能为油标下入油口半堵，只入油不出油造成。 4.变压器过负荷

4.1正常过负荷

变压器正常过负荷是经常可能出现的，其允许值根据变压器的负荷曲线及环境温度来确定。过负荷数值不得超过30%。

4.2事故过负荷

变压器过负荷数值超过30%，或在事故处理时，短期过负荷超过正常允许值，都算事故过负荷。

4.2.1油浸式变压器事故允许过负荷：

允许过负荷(%)

30

45

60

75

100 允许过负荷时间(分)

120

80

45

10 4.2.2油浸式风冷变压器当冷却系统发生故障，切除全部风扇时空气温度( 度 )

—15 —10

0

+10

+20

+30

+40 额定负荷下允许最长时间(小时)

60

40

2 5.轻瓦斯动作

变压器的轻瓦斯动作一般作用于信号，表示变压器运行异常。

5.1动作原因：

A.因滤油、加油、换油及冷却系统不严密，或换硅胶过程中，油箱里有空气进入变压器。

B.环境温度骤降，造成油面降低或严重漏油，引起油位降低。 C.发生穿越性短路故障。

D.因变压器轻微故障，而产生少量气体。 E.轻瓦斯回路发生接地，绝缘损坏。 F.瓦斯继电器二次回路故障。

5.2气体颜色判断

瓦斯气体取气时，经试验人员作分析 1无色、无味、不可燃的是空气。 2黄色不可燃的是物质故障。

3灰白色、有强烈臭味的、可燃的是纸或纸板故障。 4灰色、黑色易燃的是油质故障

6.呼吸器堵塞

呼吸器堵塞原因：

6.1呼吸器下油盘上紧，未打开，气体不能畅通。 6.2呼吸器内部出气孔堵塞。

呼吸器内吸潮剂，有两种颜色：蓝色失效后为粉红色;白色

失效后为黄色。

7.温度表异常 温度表经常出现的异常有：

1、温度表指针犯卡。

2、温度导管破损，造成指示不准。

3、温度表插孔未放油，造成表记不准。

4、由于变压器长期停用，插孔进水，气温降低时，表被冻坏。

8.变压器散热装置异常

1、风扇叶片不平衡，发出震动。

2、风扇运行时间过长，电机烧坏。

3、控制回路短线、保险熔断、地线断、温度接点接触不良，造成风扇启动失灵。

4、温度表失灵造成风扇不能按规定启动停止。

5、控制开关分合位置不对，或接触器接点失灵造成风扇不启动

6、风扇电机电源失电

9.变压器的其他异常

9.1压力释放器喷油

压力释放器可动作于信号或跳闸，当变压器油压力超过一定标准时，释放器便开始动作，进行溢油和喷油，减少油压，保护油箱。

9.2变压器渗漏油

变压器渗漏油应根据发生的部位，具体情况具体处理。

9.3变压器套管异常 9.3.19.3.29.3.39.3.49.3.59.3.69.3.79.3.8套管内部有异音、有打火声，套管电容有局部放电。 油面下降，内部渗漏油。

套管外部有裂纹、放电、电晕。 连接导线接触不良。

套管积垢，在大雾或小雨时造成污闪。

套管因外力冲撞，或机械应力、热应力而造成破损。 变压器箱盖上落上异物，引起套管放电或相间短路。 接线部位氧化严重，接触电阻过大，造成接触点过热。

10综述

这些方面的总结归类分析，基本上涵盖了变压器在运行中的各种常见异常现象，其形成原因我已经进行了重点分析，不足之处，还望大家予以指正，以利于在技术学习上我们共同提高。

第三篇：电力系统异常及事故处理

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。 (2)电力系统备用容量不足或分配不当。 (3)设备检修方式安排不当。

(4)继电保护及系统安全自动装置与系统运行方式不协调，包括定值误整定(误使用)，系统安全自动装置使用不当。

(5)调度员指挥系统操作时对系统运行情况和设备运行状态不清或者违反规章制度而误操作。

(6)调度员处理事故时，判断错误，采用错误的处理方法而扩大事故。 (7)各级运行人员工作不协调，拖延事故处理时间而扩大事故。 (8)事故时通讯失灵，调度员无发指挥，至使事故扩大。

(9)事故时远动设备遥信、遥测信号不正确，计算机监控系统失灵至使事故扩大。

6、事故处理的一般原则是什么?

答：电力系统发生事故时，各单位的运行人员在上级值班调度员的指挥下处理事故，并做到如下几点：

(1)尽速限制事故的发展，消除事故的根源并解除对人身和设备安全的威胁，防止系统稳定破坏或瓦解;

(2)尽一切可能保护设备的连续运行，以保证对用户连续供电，特别要采取果断措施，保证周波，保证厂用电安全运行，对于正常运行的系统，也要特别注意周波、电压的变化，以保证正常系统安全运行; (3)尽快对已停电的用户特别是重要用户保安电源恢复供电; (4)调整系统运行方式，使其恢复正常。

7、系统发生事故时，要求事故及有关单位运行人员必须立即向调度汇报的主要内容是什么?

答：系统发生异常或事故情况时，有关单位值班员应尽速正确地向有关调度做如下内容的汇报：

(1)异常现象，异常设备及其他有关情况; (2)事故跳闸的开关名称、编号和跳闸时间; (3)继电保护及安全自动装置动作情况; (4)出力、电压、频率及主干线潮流变化情况; (5)人身安全及设备损坏情况; (6)故障录波器的有关记录。

8、事故单位可不待调度指令自行先处理后报告的事故有哪些?

答：(1)对人身和设备安全有严重威胁者，按现场规程立即采取措施; (2)确认无来电的可能时，将已损坏的设备隔离; (3)发电机组由于误碰跳闸，应立即恢复并列;

(4)线路开关由于误碰跳闸，应立即对联络开关鉴定同期后并列或合环; (5)对末端无电源线路或变压器开关应立即恢复供电; (6)调度规程中已有明确规定可不待调度下令自行处理者。

9、事故处理告一段落后，调度值班人员应做些什么工作?

答：当事故处理告一段落后，调度值班人员应迅速向有关领导汇报事故情况，还应按有关规定及时报上级调度。对于线路故障跳闸(无论重合成功与否)处理完后，应通知维护管理部门查线。事故处理完毕后应详细记录事故情况和处理过程，并于72小时内填写好事故报告。

10、何为频率异常?华东电网频率事故的标准是什么? 答：电力系统事故的频率大幅度变化的动态过程称为频率异常。它不同于正常运行中的频率波动，主要表现在变化幅度、速度快。当功率严重缺额时，往往会造成频率崩溃。

华东电网频率超出50±0.2赫兹为事故频率。事故频率的允许持续时间为：超出50±0.2赫兹，持续时间不得超过30分钟;超出50±0.5赫兹，持续时间不得超过15分钟。当安徽电力系统与华东电力系统解列运行时，解列地区容量不超过300万千瓦时，超出50±0.5赫兹，持续时间不得超过30分钟;超出50±1赫兹，持续时间不得超过15分钟。

11、电网监视控制点电压超出什么范围、超出多少为电压异常(障碍)?超出什么范围、超出多少为事故?

答：(1)超出电力系统调度规定的电压曲线数值的±5%，且延续时间超过1小时，或超出规定数值的±10%，且延续时间超过30分钟为电压异常; (2)超出电力系统调度规定的电压曲线数值的±5%，并且延续时间超过2小时，或超出规定数值的±10%，并且延续时间超过1小时为电压事故。

12、电网监视控制点电压降低超过规定范围时，值班调度员应采取哪些措施?

答：应采取如下措施：

(1)迅速增加发电机无功出力; (2)投无功补偿电容器;

(3)设法改变系统无功潮流分布;

(4)条件允许降低发电机有功出力，增加无功出力; (5)必要时启动备用机组调压; (6)切除并联电抗器;

(7)确无调压能力时拉闸限电。

13、造成母线失压的原因有哪些? 答：造成母线失压的原因主要有：

(1)母线设备(包括压变、避雷器、刀闸、支持瓷瓶、引线、开关母线侧套管等)本身故障或母线保护误动作;

(2)出线线路故障(包括主变)开关拒动，失灵保护动作引起越级跳闸; (3)单电源变电所的受电线路或电源故障;

(4)发电厂内部事故，使联络线跳闸，引起全厂停电。或者由于系统联络线故障，引起全厂停电。

14、变电所母线停电，一般根据什么判断是否母线故障?应注意什么? 答：判别母线失压的依据是应同时出现下列现象： (1)该母线的电压表示指示消失; (2)该母线的各出线及变压器电流消失; (3)该母线所供厂用电或所用失去(无备投)。

事故处理过程中应注意，切不可只凭所用电源全停或照明全停而误认为是变电所全停电。

15、母线故障或失压，值班调度员在接到现场值班人员的汇报后应做哪些工作?

答：(1)应立即了解失压母线开关是否已全部跳开。若未跳开，则应立即令其拉开失压母线上所有开关，发现故障点立即隔离，并对

一、二次设备及保护动作情况进行详细检查;

(2)立即判断故障范围，首先处理系统失稳、解列、过负荷及对重要用户恢复送电问题，防止事故扩大;

(3)了解现场详细情况，确定处理方案，进行恢复操作。

16、当母线停电，并伴随因故障引起的爆炸、火光等异常现象时，应如何处理?

答：当母线停电，并伴随由于故障引起的爆炸、火光等异常现象时，现场应拉开故障母线上的所有开关，找到故障点并迅速隔离，请示值班调度员同意，方可对停电线母线送电。

17、线路跳闸后一般处理原则有哪些?

答：(1)系统联络线或环网线路(包括双回和多回线路)中，某一回线开关跳闸时，调度员和有关单位值班员首先按本规程的有关规定处理由此引起的稳定破坏、系统解列、元件过负荷等异常状态，然后再对跳闸线路进行事故处理。 (2)当线路开关跳闸后，为加速事故处理，各级调度运行人员可以不待查明原因，按规定对故障跳闸的线路进行强送电。 (3)各类线路开关跳闸后，经过强送电不成或已确认有明显故障时，则可认为线路是永久性故障。值班调度员应下令将故障线路各端开关、闸刀拉开后并三相短路接地，通知有关单位进行事故抢修。通知时应说明保护动作情况，线路是否带电;若线路无电，也应说明是否做好安全措施，找到故障点后，是否可以不经联系即开始进行检修工作。调度员应尽可能根据继电保护提供的故障录波器测距情况供查线单位参考。

(4)各类线路瞬时故障、开关跳闸后自动重合闸动作成功或强送成功者，线路虽在带电运行，但值班调度员仍需通知线路所属单位对该线路进行带电查线，并告之继电保护动作情况及故障测距，经带电查线发现故障点应立即汇报调度员，未查出故障点也应报告调度。

18、线路跳闸，哪些情况不宜强送? 答：下列情况线路跳闸后，不宜强送电： (1)空充电线路; (2)试运行线路;

(3)线路跳闸后，经备用电源自动投入已将负荷转移到其它线路上，不影响供电;

(4)电缆线路;

(5)有带电作业工作并申明不能强送电的线路; (6)线路变压器组开关跳闸，重合不成功; (7)运行人员已发现明显故障现象时; (8)线路开关有缺陷或遮断容量不足的线路;

(9)已掌握有严重缺陷的线路(水淹、杆塔严重倾斜、导线严重断股等)。

19、变压器事故过负荷时，应采取哪些措施消除过负荷? 答：应采取如下措施： (1)投入备用变压器; (2)指令有关调度转移负荷; (3)改变系统结线方式; (4)按有关规定进行拉闸限电。 20、变压器事故跳闸的处理原则是什么? 答：(1)检查相关设备有无过负荷问题;

(2)若主保护(瓦斯、差动等)动作，未查明原因消除故障前不得送电; (3)如只是过流保护(或低压过流)动作，检查主变无问题可以送电。 (4)装有重合闸的变压器，跳闸后重合不成功，应检查设备后再考虑送电; (5)有备用变压器或备用电源自动投入的变电站，当运行变压器跳闸时应先起用备用变压器或备用电源，然后再检查跳闸的变压器;

(6)如因线路故障，保护越级动作引起变压器跳闸，则故障线路开关断开后，可立即恢复变压器运行。

21、变压器出现哪些情况时应立即停电处理?

答：变压器有下列情况之一者，应立即停电进行处理： (1)内部音响很大，很不均匀，有爆裂声;

(2)在正常负荷和冷却条件下，变压器温度不正常且不断上升; (3)油枕或防爆管喷油;

(4)漏油致使油面下降，低于油位指示计的指示限度; (5)油色变化过甚，油内出现碳质等; (6)套管有严重的破损和放电现象; (7)其他现场规程规定者。

22、高压开关本身常见的故障有哪些?

答：高压开关本身常见的故障有：拒绝合闸、拒绝跳闸、假合闸、假跳闸、三相不同期(触头不同时闭合或断开)、操作机构损坏或压力降低、切断能力不够造成的喷油或爆炸以及具有分相操作能力的开关不按指令的相别动作等等。

23、开关机构泄压，一般指哪几种情况?有何危害?

答：开关机构泄压一般指开关机构的液压，气压、油位等发生异常，导致开关闭锁分、合闸，直接威胁电网安全运行。

24、开关在运行中出现闭锁分合闸时应立即采取什么措施? 答：应尽快将闭锁开关从运行中隔离出来，可根据以下不同方情况采取措施： (1)凡有专用旁路开关或母联兼旁路开关的变电站，需采用代路方式使故障开关脱离电网(注意停用并联开关的直流操作电源);

(2)用母联开关串带故障开关，然后拉开对侧电源开关，使故障开关停电(需转移负荷后);

(3)对“π”型接线，合上线路外桥闸刀使“π”接改成“T”接，停用故障开关;

(4)对于母联开关可将某一元件两条母线闸刀同时合上，再断开母联开关的两侧闸刀;

(5)对于双电源且无旁路开关的变电站线路开关泄压，必要时可将该变电站改成一条电源线路供电的终端变的方式处理泄压开关的操作机构。

(6)对于3/2接线母线的故障开关可用其两侧闸刀隔离。

25、开关出现非全相运行时如何处理?

答：根据开关发生不同的非全相运行情况，分别采取以下措施： (1)开关单相自动掉闸，造成两相运行时，如断相保护启动的重合闸没动作，可立即指令现场手动合闸一次，合闸不成功则应切开其余二相开关。

(2)如果开关是两相断开，应立即将开关拉开;

(3)如果非全相开关采取以上措施无法拉开或合入时，则马上将线路对侧开关拉开，然后到开关机构箱就地断开开关;

(4)也可以用旁路开关与非全相开关并联，用闸刀解开非全相开关或用母联开关串联非全相开关切断非全相电流;

(5)如果发电机出口开关非全相运行，应迅速降低该发电机有功、无功出力至零，然后进行处理;

(6)母联开关非全相运行时，应立即调整降低母联开关电流，倒为单母线方式运行，必要时应将一条母线停电。

26、遇到非全相运行开关不能进行分、合闸操作时，应采取什么方法处理? 答：(1)用旁路开关与非全相开关并联，将旁路开关操作直流停用后，用刀闸解环，使非全相开关停电。 (2)用母联开关与非全相开关串联，对侧拉开线路开关，用母联开关断开负荷电流，线路及非全相开关停电，再拉开非全相开关的两侧闸刀，使非全相运行开关停电。

(3)如果非全相开关所带元件(线路、变压器等)有条件停电，则可先将对端开关拉开，再按上述方法将非全相运行开关停电。

(4)非全相开关所带元件为发电机时，应迅速降低该发电机有功和无功出力至零，再按本条“1”、“2”项处理。

27、闸刀在运行中出现异常怎样处理? 答：应分别进行如下处理：

(1)对于闸刀过热，应立即设法减少负荷;

(2)闸刀发热严重时，应以适当的开关，利用倒母线或以备用开关倒旁路母线等方式，转移负荷，使其退出运行。

(3)如停用发热闸刀，可能引起停电并造成损失较大时，应采取带电作业进行抢修。此时如仍未消除发热，可以使用接短路线的方法，临时将闸刀短接。 (4)瓷瓶不严重的放电痕迹，表面龟裂掉釉等，可暂不停电，经过正式申请停电手续，再行处理。

(5)与母线连接的闸刀瓷瓶损伤，应尽可能停止使用。

(6)瓷瓶外伤严重，瓷瓶掉盖，对地击穿，瓷瓶爆炸，刀口熔焊等，应立即采取停电或带电作业处理。

28、操作中发生带负荷拉、合闸刀时如何处理?

答：(1)带负荷合闸刀时，即使发现合错，也不准将闸刀再拉开。因为带负荷拉闸刀，将造成三相孤光短路事故。

(2)带负荷错拉闸刀时，在刀片刚离开固定触头时，便发生电弧，这时应立即合上，可以消除电弧，避免事故。但如闸刀已全部拉开，则不许将误拉的闸刀再合上。

29、变电站全停电如何处理?

答：当发生变电站全停事故，变电站与调度间能保持通讯联系时，则有由值班调度员下令处理事故恢复供电。变电站在全站停电后运行值班人员按照规程规定可自行将高压母线母联开关断开并操作至每一条高压母线上保留一电源线路断路器，其他电源线路开关全部切断。 当变电站全停而又与调度失去联系时，现场运行值班人员应将各电源线路轮流接入有电压互感器的母线上，检测是否来电。调度员在判明该变电站处于全停状态时，可分别用一个或几个电源向该变电站送电。变电站发现来电后即可按规程规定送出负荷。

30、二次设备常见的异常和事故有哪些? 答：主要有：

(1)直流系统异常、故障; (2)二次接线异常、故障; (3)CT、PT等异常、故障;

(4)继电保护及安全自动装置异常、故障。

31、运行中的CT二次侧为什么不容许开路?PT二次侧为什么不容许短路?如果发生开路或短路分别应如何处理?

答：CT开路将造成二次感应出过电压(峰值几千伏)，威胁人身安全、仪表、保护装置运行，造成二次绝缘击穿，并使CT磁路过饱和，铁芯发热，烧坏CT。处理时，可将二次负荷减小为零，停用有关保护和自动装置。

PT二次侧如果短路将造成PT电流急剧增大过负荷而损坏，并且绝缘击穿使高压串至二次侧来，影响人身安全和设备安全。处理时，应先将二次负荷尽快切除和隔离。

32、二次系统的直流正、负极接地对运行有什么危害?

答：二次系统的直流正极接地有造成保护误动的可能，因为一般跳闸线圈(如保护出口中间继电器线圈和跳合闸线圈等)均接负极电源，若这些回路再发生接地或绝缘不良就会引起保护误动作。直流负极接地与正极接地同一道理，如回路中再有一点接地就可能造成保护拒绝动作(越级扩大事故)。因为两点接地将跳闸或合闸回路短路，这时还可能烧坏继电器接点。

33、查找二次系统的直流接地的操作步骤和注意事项有哪些?

答：根据运行方式、操作情况、气候影响进行判断可能接地的处所，采取拉路分段寻找处理的方法，以先信号和照明部分后操作部分，先室外部分后室内部分为原则。在切断各专用直流回路时，切断时间应尽量短，不论回路接地与否均应合上。当发现某一专用直流回路有接地时，应及时找出接地点，尽快消除。

注意事项：

(1)当直流发生接地时禁止在二次回路上工作。 (2)处理时不得造成直流短路和另一点接地。

(3)拉合直流电源前应采取必要措施防止直流失电可能引起保护、自动装置误动。

34、交流回路断线主要影响哪些保护?

答：凡是接入交流回路的保护均受影响，主要有：距离保护，相差高频保护，方向高频保护，高频闭锁保护，母差保护，变压器低阻抗保护，失磁保护，失灵保护，零序保护，电流速断，过流保护，发电机，变压器纵差保护，零序横差保护等。

35、遇有哪几种情况应同时退出线路两侧的高频保护? 答：遇有下列情况时应立即停用线路两侧高频保护： (1)高频保护装置故障; (2)通道检修或故障。

36、哪几种情况应停用线路重合闸装置?

答：遇有下列情况应立即停用有关线路重合闸装置： (1)装置不能正常工作时;

(2)不能满足重合闸要求的检查测量条件时; (3)可能造成非同期合闸时; (4)长期对线路充电时;

(5)开关遮断容量不允许重合时; (6)线路上有带电作业要求时; (7)系统有稳定要求时; (8)超过开关跳合闸次数时。

37、与电压回路有关的安全自动装置主要有哪几类?遇什么情况应停用此类自动装置?

答：与电压回路有关的安全自动装置主要有如下几类：振荡解列、高低频解列、高低压解列、低压切负荷等。 遇有下列情况可能失去电压时应及时停用与电压回路有关的安全自动装置： (1)电压互感器退出运行; (2)交流电压回路断线; (3)交流电流回路上有工作; (4)装置直流电源故障。

38、当发生事故后发电厂、变电站与调度机构通讯中断时应按什么原则处理?

答：发电厂、变电站运行人员在系统发生故障又与各级调度通讯中断时，应按下列原则处理。

(1)允许发电厂按调度曲线自行调整出力，但应注意频率、电压变化及联络线潮流情况;

(2)一切已批准但未执行的检修计划及临时操作应暂停执行;

(3)调度指令已下发，正在进行的操作应暂停，待通讯恢复后再继续操作; (4)应加强频率监视，发生低频事故时，待频率上升至49.80HZ以上时，视频率情况逐步送出低频减载所切线路。

(5)联络线路跳闸，具有“检定线路无压重合闸”的一侧确认线路无压后，可强送电一次，有“检定同期重合闸的一侧确认线路有电压后，可以自行同期并列。

(6)通讯恢复后，有关厂、站运行值班人员应立即向值班调度员汇报通讯中断期间的处理情况。

39、电力系统振荡和短路的区别是什么? 答：电力系统振荡和短路的区别是：

振荡时系统各点电压和电流值均作往复性摆动，而短路时电流、电压值是突变的。此时，振荡时电流、电压值的变化速度较慢，而短路时的电流、电压值突然变化量很大。

振荡时系统任何一点电流与电压之间的相位都随功角的变化而改变而短路时，电流和电压之间的角度是基本不变的。

40、什么叫电网黑启动? 答：所谓黑启动，是指整个系统因故障引起大面积停电或全部停电后，不依赖于别的网络的帮助，通过系统中具备自启动能力机组的启动，带动无自启动能力的机组。逐渐扩大系统恢复范围，最终实现整个系统的恢复。黑启动是电力系统安全运行

第四篇：调度员设备异常及事故处理

1 线路事故处理

1.1 线路跳闸后，重合不成功，厂站运行值班员应立即汇报值班调度员，同时对故障跳闸线路的有关一二次设备进行外部检查，并将检查结果汇报值班调度员。值班调度员在得到现场“站内一二次设备检查无异常，可以送电”的汇报，并核实线路确无电压后，可以对线路强送一次。如强送不成功，需再次强送，必须经总工或主管生产的中心领导同意。如有条件，可以采用零起升压方式。

1.2 线路发生故障后，省调值班调度员应及时将可能的故障区段和级别通知有关地调值班调度员，再由地调值班调度员通知有关部门进行事故巡线，地调值班调度员应及时将巡线结果报告省调值班调度员。事故巡线时，若未得到省调值班调度员“XX线路停电巡线”指令，则应始终认为该线路带电。

1.3 线路一侧开关跳闸后，应迅速用检同期方式合环。如无法迅速合环时，值班调度员应命令拉开引起末端电压过高的另一侧线路开关。

1.4 线路故障跳闸后，强送前应考虑: 1.4.1 应正确选择强送端，使电网稳定不致遭到破坏。在强送前，要检查重要线路的输送功率在规定的限额之内，必要时应降低有关线路的输送功率或采取提高电网稳定的措施;尽量避免用发电厂或重要变电站侧开关强送;

1.4.2 强送的开关必须完好，且具有完备的继电保护,无闭锁重合闸装置的,应将重合闸停用;

1.4.3 若事故时伴随有明显的事故象征，如火花、爆炸声、电网振荡等, 待查明原因后再考虑能否强送。 1.4.4 强送前应调整强送端电压，使强送后首端和末端电压不超过允许值

1.4.5 线路故障跳闸，开关切除故障次数已到规定的次数，由厂站运行值班员根据厂站规定，向有关调度提出要求。

1.4.6 当线路保护和线路高抗保护同时动作跳闸时，应按线路和高抗同时故障来考虑事故处理。在未查明高抗保护动作原因和消除故障之前不得进行强送，在线路允许不带电抗器运行时，如电网需对故障线路送电，在强送前应将高抗退出后才能对线路强送。

1.4.7 500KV线路故障跳闸至强送的间隔时间为15分钟或以上，

1.4.8 线路有带电作业，明确要求停用线路重合闸故障, 事故跳闸后不得强送者，在未查明原因且工作人员确已撤离现场之前不得强送. 1.4.9 试运行线路和电缆线路事故跳闸后不应强送;

1.4.10 强送端变压器中性点必须接地,如带有终端变压器的220千伏线路强送,终端变压器的中性点必须接地; 2 发电机事故处理

1 发电机跳闸或异常情况均按发电厂规程进行处理;

2 当发电机进相运行或功率因数较高，引起失步时，应不待调度指令，立即减少发电机有功，增加励磁，使机组恢复同步运行。如果处理无效，应将机组与系统解列，并尽快将机组再次并入系统。 3 变压器事故处理

3.1 变压器的主保护(重瓦斯保护或差动保护或分接头瓦斯保护之一)动作跳闸，应对变压器及保护进行全面检查，未查明原因并消除故障前，不得对变压器强送电。如检查变压器外部无明显故障，检查瓦斯气体和故障录波器动作情况，确认变压器内部无故障者，由变压器所属电业局或电厂总工同意,可以试送一次，有条件时应进行零起升压;

3.2 变压器后备保护动作跳闸，但未发现明显的故障现象，应检查继电保护装置，如无异常，可对变压器试送电一次。如有故障,在找到故障并有效隔离后，也可试送一次;

3.3 变压器后备保护动作跳闸的同时，伴有明显的故障现象(如电压、电流突变，系统有冲击，弧光，声响等)应对变压器进行全面检查，必要时应对变压器进行绝缘测定检查，如未发现异常可试送一次。 3.4 变压器轻瓦斯保护动作跳闸，应立即取瓦斯或油样进行分析，若为空气，则排气后继续运行，若为其它气体，则应将变压器停电处理。

3.5 并列运行的变压器事故跳闸后，应立即采取措施消除运行变压器的过载情况，并按保护要求调整变压器中性点接地方式。

3.6 变压器有下列情况之一时，应立即停电处理：

3.6.1 变压器声音明显不正常或变压器内部有放电声、炸裂声。 3.6.2 在正常负荷和冷却条件下，变压器温度不正常并不断上升。 3.6.3 严重漏油或喷油使油面低于油位指示计的限度。 3.6.4 压力释放装置动作，安全膜破裂，向外喷油等。 3.6.5 导管有严重破损和放电现象。 3.6.6 变压器冒烟、着火。

3.6.7 变压器邻近设备着火、爆炸或发生对变压器构成严重威胁的情况时。

3.7 变压器过励磁保护动作跳闸后，应检查变压器有无其他保护动作，并检查变压器油箱温度有无异常。如无异常，其他保护也未动作，可将变压器恢复运行，退出励磁保护进行检查。 4 母线事故处理

4.1 当母线发生故障或失压后，厂站运行值班员应立即报告值班调度员，并同时将故障母线上的开关全部断开，迅速恢复受影响的厂站用电。 4.2 当母线故障停电后，运行值班员应立即对停电的母线进行外部检查，并把检查情况汇报值班调度员，调度员应按下述原则进行处理：

4. 1 找到故障点并能迅速隔离的，在隔离故障后对停电母线恢复送电;

4. 2 找到故障点但不能很快隔离的，将该母线转为检修;双母线中的一条母线故障时，应确认故障母线上的元件无故障后，将其冷倒至运行母线并恢复送电(注意：一定要先拉开故障母线上的刀闸后再合正常母线上的刀闸)。

4. 3 经过检查，母线无明显故障点时，可对停电母线试送电一次。对停电母线进行试送，应尽可能用外来电源;试送开关必须完好，并有完备的继电保护。有条件者可对故障母线进行零起升压。

4. 4 当母线保护动作跳闸，必须检查母线保护，如确认系保护误动，停用该误动保护，恢复母线送电。 4. 5 当开关失灵保护动作跳闸时，应立即拉开已失灵开关的两侧刀闸，恢复母线供电。

4.3 厂站值班人员要根据仪表指示、保护动作、开关信号及事故现象，正确判明事故情况，切不可只凭站用电全停或照明全停而误认为变电站全站失压。调度员也应与厂站值班人员核对现状，切不可只凭220KV母线失电而误认为变电站全站失压。

4.4 母线无压时，厂、站值班人员应认为线路随时有来电的可能，未经调度许可，严禁在设备上工作。 5 开关故障处理

5.1 开关操作时，发生非全相运行，厂站运行值班人员应立即拉开该开关;开关运行中一相断开，应试合该开关一次，试合不成功应尽快采取措施并将该开关拉开;当开关运行中两相断开时，应立即将该开关拉开;

5.2 开关因本体或操作机构异常出现"合闸闭锁"尚未出现"分闸闭锁"时，值班调度员可根据情况下令用旁路开关代故障开关运行或直接拉开此开关，尽快处理;

5.3 开关因本体或操作机构异常出现"分闸闭锁"时，应停用开关的操作电源，并按现场规程进行处理，仍无法消除故障，可采取以下措施：

5.3.1若为3/2接线方式，可用刀闸远方操作，解本站组成的母线环流(刀闸拉母线环流要经过试验并有明确规定)，解环前确认环内所有开关在合闸位置;

5.3.2其它接线方式用旁路开关代故障开关，用刀闸解环，解环前停用旁路开关操作电源;无法用旁路开关代故障开关时，将故障开关所在母线上的其它开关倒至另一条母线后，用母联开关断开故障开关;无法倒母线或用旁路开关代路时，可根据情况断开该母线上其余开关使故障开关停电。 6 系统振荡事故处理 6.1 系统振荡时的现象

6.1.1 发电机、变压器、线路的功率表和电流表指针周期性剧烈摆动,发电机、变压器有不正常的周期性轰鸣声;

6.1.2 失去同步的两个电网的联络线的输送功率往复摆动;

6.1.3 振荡中心处电压最低，偏离振荡中心的地区，电压也会波动，电灯忽明忽暗; 6.1.4 靠近振荡中心的发电机组强行励磁装置，一般都会动作;

6.1.5 整个系统内频率变化，一般是送端频率升高，受端频率降低，并有摆动。 6.2 系统振荡事故的处理

6. 1 系统振荡时，无论频率升高或降低，各发电厂或有调相机、无功补偿装置的变电站，应不待调度指令，迅速提高无功出力，尽可能使电压提高至允许最大值。必要时应按发电机和调相机的事故过负荷能力提高电压，除现场有规定者外，发电机和调相机的最高允许电压为额定值的110%;

6. 2 频率降低的发电厂，应不待调度指令，充分利用机组的备用容量和事故过负荷能力，增加有功出力，力争恢复正常频率。必要时，值班调度员可直接在频率降低地区(受端系统)按“拉闸限电序位表”进行拉闸限电，直至消除振荡和联络线过载或超稳定限额，且频率恢复到49.5Hz以上;

6. 3 频率升高的发电厂，应不待调度指令减少有功出力，降低频率，直到振荡消除。为了消除系统振荡，频率允许低于正常值，但不宜低于49.5Hz，并注意不要使联络线过负荷;

6. 4 当系统发生振荡，频率降到49 Hz以下，各地调、厂站应不待调度指令，立即按“拉闸限电序位表”拉闸限电，提高频率到49.5Hz以上;

6. 5 运行的发电机或调相机因失磁引起系统振荡时，发电厂、变电站值班人员应不待调度指令，立即将失磁机组解列;

6. 6 采取上述措施后，如果在3分钟内振荡仍未消除时，省调值班调度员应按事先规定的解列点将系统解列;

6. 7 振荡时，除厂站事故处理规程规定者以外，发电厂值班人员不得自行解列机组。当频率低到足以破坏厂用电系统正常运行时，发电厂值班人员应根据事先规定的保厂用电措施将厂用系统及部份负荷与主系统解列，严禁在发电机出口开关解列。当系统振荡消除，频率恢复正常时，应主动与主系统恢复并列。 7 电网频率异常处理

7.1 电网频率超出50±0.2Hz持续时间不允许超过30分钟，超出50±0.5Hz持续时间不允许超过15分钟。 7.2 当电网频率降低至49.8Hz以下，且无备用容量，各级调度、发电厂、变电站运行值班人员应按下述原则进行处理，并注意在处理过程中保证各重要联络线不超过稳定限额：

7. 1 49.8Hz以下时，省调值班调度员应命令各地调值班调度员按要求的数量进行拉闸限电，地调值班调度员应立即执行,必要时省调值班调度员可直接对各地区按“拉闸限电序位表”进行拉闸限电，使频率低于49.8Hz持续时间不超过30分钟; 7. 2 49.5Hz以下时，省调值班调度员可立即对各地区按“拉闸限电序位表”进行拉闸限电，使频率低于49.5Hz持续时间不超过15分钟;

7. 3 48.5Hz以下时，各发电厂和变电站运行值班人员应不待调度命令按“拉闸限电序位表”进行拉闸限电，省调和地调值班调度员可不受“拉闸限电序位表”的限制，直接拉停变压器或整个变电站，使频率迅速恢复至49.5Hz以上;

7. 4 为了保证必保用户和电厂厂用电，在采取上述措施仍未解除威胁时，发电厂可按规定解列单机或部份机组带厂用电和部份必保用户用电，解列频率的规定值，对厂用电和必保用户的供电方式以及解列的办法，应事先会同省调研究确定，并报省公司批准;

7. 5 当频率恢复至49.8Hz及以上时，各地区电网出力的改变，恢复送电，均应得到省调值班调度员的同意。

7.3 当系统频率高于50.2Hz时，调频厂应首先降低出力，使频率恢复到50.2Hz以下，如已降低至最小技术出力而频率仍高于50.2Hz时应立即报告省调，省调值班调度员应采取措施，降低系统中其余发电厂的出力，必要时可紧急解列部份发电机组。

第五篇：发电厂机组事故及异常运行处理总结

一、机组甩负荷

1、根据负荷下降程度，减少进煤量，必要时从上至下切除制粉系统。燃烧不稳定时，应及时投油助燃，稳定燃烧。

2、当负荷迅速下降，汽压上升较快时，应立即打开对空排汽，放汽泄压。若汽压超过安全门动作定值而安全门未动时，应手动打开安全门放汽;若安全门拒动锅炉超压时，应紧急停炉。

3、注意监视锅炉水位变化，防止水位波动造成缺水或满水。抽汽压力不能满足小汽机，除氧器需要时，应检查确认其备用汽源切换正常。必要时开启电泵供水。

4、注意调节轴封汽压力，凝汽器水位，除氧器水位，加热器水位。检查机组各支持轴承，推力轴承金属温度，回油温度，轴向位移，胀差、汽压、汽温，振动等是否正常，倾听汽轮机内有否异声。

5、检查厂用电系统是否正常，如不正常立即倒为备用电源，采用切工作开关，备用开关自投方倒换，若自投不成，可抢送，但工作开关必须在分位。

6、过、再热汽温低时，锅炉及时解列减温器，打开过再疏水;汽机打开过，再主汽门前疏水。根据现象和各表计的指示，分析查明原因，做好恢复准备，恢复时控制好升压、升温速度，防止超温。

二、高压厂用电中断

1、如果备用电源自投成功，母线电压正常，及时检查有无掉闸设备，恢复因低电压掉闸的设备。

2、若备用电源自投不成功，机组未掉闸，锅炉未灭火时，应立即投油助燃，稳定燃烧，维持炉膛负压，降负荷运行。若因失电造成锅炉灭火或全部给水泵掉闸，应紧急停炉。按照停炉不停机处理。

3、如果失去全部电源，不破坏真空紧急停运机组，启动柴油发电机，送上保安电源，保证事故油泵、盘车等设备运行电源。启动汽机直流润滑油泵，小机事故油泵，空侧直流密封油泵运行，注意各瓦温的温升变化情况，同时调小油氢差压且注意密封油箱油位上升情况，否则手动排油。检查空预器运行情况，维持其转动状态(若主辅电机均不能投入运行，应进行手动盘车)。

4、如果备用电源自投装置拒绝动作，可立即手动，强送备用开关(切掉厂用同期装置非同期闭锁手把并确认工作开关断开);强送后保护动作又掉闸，可认为母线故障或负荷故障，保护未动或拒动引起的越级跳闸，应将母线所有开关断开，摇测母线绝缘良好，恢复母线运行，若为母线故障，应立即消除故障，恢复运行或转检修，母线无问题逐一恢复负荷。

三、低压厂用电中断

1、备用电源自投成功，母线电压正常，应及时检查有无掉闸设备。恢复因低压掉闸的设备，并查明故障原因。

2、如低压厂用电源部分中断，而锅炉未造成灭火时，应立即投油助燃，稳定燃烧，待电源恢复后，恢复正常运行。

3、如果因低压设备掉闸而引起高压设备掉闸，造成机组停运或锅炉灭火，紧急停运机组。

4、低压厂用电源全部中断，紧急停止机组运行。

5、空气预热器主电机掉闸，辅助电机自动投入时，隔离掉闸空预器，按锅炉单侧运行处理。若空预器主辅电机均不能运行时，应手动盘车。

6、备用电源自投装置拒绝动作，可立即手动抢送备用开关;抢送后保护动作又跳闸，可认为是母线故障或负荷故障保护未动或拒动引起的越级跳闸，应将母线所有开关断开，摇测母线绝缘良好，恢复母线运行;若为母线故障，应立即消除故障，处理不了转检修，母线恢复运行后，逐一恢复负荷。

四、机组紧急停运

1、将厂用电源倒为备用电源。在系统及设备允许的情况下，全减负荷到零，由汽机打闸停机。

2、汽轮机进行打闸操作，注意转速应下降，防止超速;发电机应解列，锅炉灭火，否则手动MFT，解列发电机。

3、如果机组打闸后，主汽门未全部关闭时，紧急停全部抗燃油泵，就地进行一次打闸操作。

4、应检查联关阀门正常，否则应手动关闭。

5、启动交流润滑油泵;开启真空破坏门，停止射水泵;转速降至1200～1000rpm时，启动顶轴油泵，并适当降低润滑油温。

6、轴封倒为主汽供给，真空到零后停止轴封供汽，禁止向凝汽器排放热汽、热水。

7、锅炉灭火后进行吹扫，启动电动给水泵向锅炉上水。

8、对于发电机故障引起的机组跳闸，应检查保护动作原因，确定是否可以启动;锅炉进行点火，保证汽机所有辅机运行正常，除氧器、轴封倒为辅助汽源供汽，维持凝器汽、除氧器正常水位，作好机组迅速恢复的准备。

9、对于汽机保护引起的跳闸，应对跳闸原因进行确认，决定机组是否再启动。

五、锅炉掉闸机组不停运

1、锅炉发生MFT后，立即用同步器在维持负荷下降速率的前提下，将负荷降至150MW以下，尽力保持较高的蒸汽参数。

2、机组的厂用电源切换至备用电源，立即启动电动给水泵。

3、锅炉解除全部减温水，汽机切除高、低压加热器，关闭轴封至除氧器进汽门，除氧器切换外来汽，轴封汽源倒为主蒸汽。

4、试验汽轮机各油泵及盘车电机。

5、锅炉查明MFT原因后，尽快点火，通过增加燃料，打开排汽等手段尽力提高汽温，当汽温接近缸温时，应逐渐开大调速汽门，增加负荷，以加快升温速率。

6、视主、再热蒸汽温度下降情况，打开主汽门前疏水。若因锅炉满水造成MFT，而使汽温急剧下降时，则立即停机。

7、必须密切监视汽轮机的振动，轴位移，胀差及缸温变化情况，如超极限则立即停机。

六、蒸汽热力参数异常

1、汽轮机前主、再热蒸汽温度升高，温度>542℃时，应调整恢复;当温度升至547℃时，必须立即降温;当温度在547～557℃之间摆动时，连续运行时间不允许超过15分钟。

2、机前主、再热蒸汽温度下降至527℃以下时，应调整恢复;汽温降至520℃以下时，应按规程中对应关系减负荷，并适当降低汽压，保证蒸汽过热度不低于120℃。

3、主、再热蒸汽温度左右偏差增大，或主汽与再热汽温度偏差增大时，必须尽快恢复到允许温差范围内。

4、蒸汽参数异常时，应加强监视机组的振动，轴向位移，推力瓦温度、胀差及汽缸温度并检查机组有无异常声音。

七、机组仪表及热控电源(气源)消失

1、热控仪表电源(包括计算机电源)失去时，维持机组稳定运行，尽量不进行操作。严密监视主要运行参数。

2、若短时间失电，发现运行参数越限，应手动到就地操作调整。

3、联系热工人员，迅速查明原因，恢复电源;如短期电源不能恢复时，应请求停机。

4、热控及仪表电源全部失去，应紧急停止机组运行。

5、控制汽源中断或控制气源低于0.6MPa时，应启动备用空压机。若气压继续下降至所有气动执行机构因断气自锁时，运行人员禁止操作所有气动执行机构。维持机组稳定运行，尽量不进行操作。

6、如控制气源短期无法恢复正常时，应请求停机。

八、火灾

1、现场失火时，应根据情况进行灭火。如火势较小时，可使用干式灭火器、二氧化碳灭火器、1211灭火器灭火;如火势较大，应迅速通知消防队，在消防人员未到之前，应设法控制火势的蔓延，搬开火场周围的易燃品。

2、电气设备着火时，必须立即断开其各侧开关、刀闸;将其电源断开才可进行灭火，灭火时用四氯化碳或二氧化碳灭火剂。

3、油系统着火，且不能很快扑灭，严重威胁设备安全时，应紧急停机，并立即进行灭火。当火势严重威胁到油箱安全时，开启油箱事故放油门放油。

4、发电机着火立即破坏真空紧急停机，并迅速切断氢源和电源，使用二氧化碳或1211灭火装置进行灭火。

5、由于漏氢而着火时，首先应断绝氢源或用石棉布密封漏氢处。不使氢气逸出。保证密封油及冷却系统正常，用二氧化碳灭火剂灭火。根据氢压确定带负荷大小。

九、厂用电动机异常运行处理导则

1、启动过程或运行中电动机开关自动断开，应检查保护动作情况，摇测电动机绝缘及通路，判明电动机有无故障，决定是否再启动。

2、运行中电动机温度突然升高或急剧升高，检查电动机电流有无升高，三相电流是否平衡，找出温度升高原因，采取相应措施，使电动机恢复正常运行。

3、低压电动机投热偶的开关掉后，检查所带动的机械有无犯卡，电动机有无两相运行，一切都正常后，恢复热偶再次启动，测三相电流应平衡，转速声音都正常。

4、在下列情况下，对于重要的厂用电动机可先启动备用电动机，然后再停止运行电动机：

a、发现电动机有不正常声音或绝缘有烧焦的气味; b、电动机内或起动调节装置内出现火花或冒烟; c、定子电流超过正常运行的数值; d、出现强烈的振动;

e、大型闭式冷却电动机的冷却水系统发生故障; f、轴承温度出现不允许的升高。

5、重要的厂用电动机失去电压或电压下降时，在1分钟内禁止值班人员手动切开电动机。

十、生水系统异常

1、根据系统情况，限制非生产用水;限制水塔补水;以至限制化学制水补水。

2、通知水工暂停用循环水除灰。

3、停止循环水塔排污。

4、停止机炉一切疏、放水及排污。

5、所有系统设备的冷却水可倒用循环水供给者，均倒用循环水供水。

6、由值长协调各台机组射水池补水，工业水池的补水均不得溢流;用循环水补充各水池的补水，但需注意射水池水温，防止射水温度过高而影响真空。