電氣常見異常處理PPT課件

1 電氣常見異常及事故處理 2 一 異常及事故處理的原則二 異常及事故發(fā)生時的處理要點三 異常及事故舉例 3 一 異常及事故處理的原則 異常及事故處理應遵循保人身 保電網 保設備的原則 按照規(guī)程中規(guī)定的運行安全技術原則和措施指揮處理事故 機組運行中發(fā)生事故時 值長擁有絕對的指揮權 值長除根據調度規(guī)程規(guī)定接受調度命令外 不受其他任何人 包括各級領導 專業(yè)技術人員 的指揮 各級領導 專業(yè)技術人員應該根據現場實際情況提出必要的技術建議 但不得干涉值長的指揮 技術建議必須通過值長下達命令得以貫徹 值長可以根據發(fā)生事故的嚴重程度及影響范圍授權副值長或機組長指揮處理事故 一經授權 副值長或機組長在處理事故時 擁有上述值長同等的權力 4 一 異常及事故處理的原則 機組運行中發(fā)生故障時 運行值班人員應保持冷靜 根據儀表指示和報警信息 正確地判斷事故原因 果斷迅速采取措施 首先解除對人身 電網及設備的威脅 防止事故擴大蔓延 限制事故范圍 必要時立即解列或停運發(fā)生故障的設備 確保非故障設備正常運行 消除故障根本原因 迅速恢復機組正常運行 5 一 異常及事故處理的原則 當所發(fā)生的運行異?，F象不明確 原因不能準確地判斷時 應首先以保障人身 電網及設備安全的原則進行處理 若情況允許時 也可以立即匯報上級 各級生產領導及技術人員必須協助運行人員共同分析判斷事故原因 正確進行處理 以確保機組設備安全 當運行人員到就地檢查設備或尋找故障點時 未與檢查人取得聯系之前 不允許對被檢查設備合閘送電或進行操作 如果發(fā)生的事故危及人身 設備安全時 必須按照本規(guī)程的有關規(guī)定 迅速消除對人身和設備的危害 當確認設備不具備繼續(xù)運行的條件或繼續(xù)運行對人身 設備有直接危害時 應緊急停止該設備或機組的運行 6 一 異常及事故處理的原則 調整運行方式 力爭設法保證廠用電的安全運行 尤其應保證事故保安段電源的可靠性 以確保事故保安設備的正?？煽窟\行 當發(fā)生本規(guī)程內未例舉的故障現象時 運行人員應根據自己的知識與經驗正確地加以分析 判斷 主動地采取對策作相應處理 事故運行情況下 運行人員必須堅守崗位 如故障發(fā)生在交接班時間內 不得進行交接班 交班的運行人員應繼續(xù)工作 接班人員應該協助交班人員進行事故處理 但不得擅自進行操作 當機組恢復正常運行狀態(tài)或事故處理至機組運行穩(wěn)定狀態(tài)后 根據值長命令方可進行運行交接班 7 一 異常及事故處理的原則 事故處理中 機組長應指定專人記錄與事故有關的現象和各項操作的時間 事故處理完畢后 值長必須收集事故過程中的各種計算機打印記錄 保存資料以備事后分析 運行人員必須實事求是地將事故發(fā)生的時間 現象及處理過程中所采取的措施詳細地記錄在運行日志上 事后必須按照 四不放過 的原則對所發(fā)生的事故原因及處理過程進行認真分析總結 并寫在異常分析記錄薄內 事故處理完畢 應將所觀察到的現象 匯報的內容 接受的命令及發(fā)令人 事故發(fā)展的過程和對應時間及采取的處理措施等進行詳細的記錄 并將事故發(fā)生及處理過程中的有關數據記錄收集備齊 以備故障分析 8 二 異常及事故發(fā)生時的處理要點 根據儀表顯示及設備的異?，F象判斷事故發(fā)生的部位 事故處理過程中解自動要慎重 盡量保持機組在自動狀態(tài) 減少人為手動控制 必要時應立即解列或停用發(fā)生事故的設備 確保非事故設備正常運行 遇自動裝置故障時 運行人員應正確判斷 及時將有關自動裝置切至手動 防止事故擴大 對于備用的設備啟動前可以不進行就地檢查直接啟動 9 三 異常及事故舉例 1 發(fā)電機系統發(fā)電機轉子絕緣降低 發(fā)電機停機以后 勵磁母線受潮絕緣降低引起 發(fā)電機檢修時打開端蓋 定 轉子暴露在空氣中 吸附潮氣 引起絕緣降低 由于汽機軸瓦漏油 與滑環(huán)部磨損下來的碳粉混合積聚在風扇罩或絕緣板上等 采取措施 1 機組啟動前及早測量轉子絕緣 有異常及時處理 2 檢修后期盡早投入定冷水系統 并適當提高水溫 以烘干發(fā)電機定轉子 3 有檢修機會時清掃滑環(huán)部位積聚胡碳粉 4 在勵磁母線外殼上纏繞伴熱帶 10 三 異常及事故舉例 發(fā)電機轉子接地 原因 滑環(huán)室臟污 造成發(fā)電機轉子接地信號發(fā)出 發(fā)電機滑環(huán)小室勵磁母線軟連接處 經拆除絕緣板清理油污 將勵磁母線軟連接重新進行絕緣包扎 接地 由于大軸接地碳刷和碳刷引線至勵磁柜的電纜有問題造成轉子對地電容變化 轉子接地保護報警 發(fā)電機護環(huán)下大軸上導電桿槽楔墊片竄出與轉子線棒接觸 造成轉子線圈接地 2007年3月 11 三 異常及事故舉例 處理及預防 1 對發(fā)電機勵磁系統如碳刷架 勵磁交直流封閉母線等進行全面檢查 有無明顯接地 2 如果確認為穩(wěn)定性的金屬接地 應盡快安排停機處理 3 縮短滑環(huán)室的衛(wèi)生清掃周期 及時將油污和碳粉清理 4 廠家更換轉子引線壓板并改善結構 將壓板更換成2毫米厚Q235鋼板 原為1毫米厚不銹鋼鋼板 12 三 異常及事故舉例 4 對轉子接地保護改造 將原來AAB勵磁系統自帶的轉子接地保護更換為南瑞注入式轉子接地保護 注入式轉子接地保護優(yōu)點 滿足未加勵磁電壓狀態(tài)下的測量要求 不受轉子電壓的影響 轉子繞組不同位置接地時的靈敏度一致 接地電阻的測量精度高 保護的靈敏度高達100k 注入式轉子接地保護可根據轉子繞組的引出方式選擇單端或雙端注入方式 對于雙端注入方式 可準確接地故障定位 為故障排查提供參考 并可由接地位置的變化量實現轉子兩點接地保護功能 注入式轉子接地保護采用了自適應有源切換技術 注入電源的頻率可根據轉子繞組對地電容大小自適應調整 頻率的調整范圍寬 確保接地電阻的測量不受轉子繞組對地電容的影響 13 三 異常及事故舉例 發(fā)電機U相引線出水溫度高2006年5月11日 1發(fā)電機機組負荷500MW 發(fā)電機U相引線出水溫度較V相高出8 當機組負荷達600MW時 發(fā)電機U相引線出水溫度較V相更是高出12 61 絕對溫度達78 停機后對定冷水系統進行了正反沖洗 原因為 安裝時使用的墊片并不是廠家的原廠墊片 運行一段時間后 墊片老化開裂將出水口堵的很小 造成引線的水量減少 導致出水溫度異常 14 三 異常及事故舉例 發(fā)電機定子接地保護動作 發(fā)電機定子接地現象 發(fā)電機定子接地 保護報警 發(fā)電機可能跳閘 主變低壓側接地 可能報警 處理 定子接地保護跳閘時 按主開關跳閘處理 保護未動作跳閘 應立即解列發(fā)電機 停機后對發(fā)電機一次系統進行全面檢查 看是否有漏水 放電跡象 同時聯系檢修人員分別測量發(fā)電機出口PT 勵磁變和發(fā)電機定子絕緣 以判斷故障發(fā)生在發(fā)電機內部還是外部 定子接地保護動作后 主變低壓側接地 仍然告警 說明故障在發(fā)電機出口開關靠變壓器側 15 三 異常及事故舉例 1號發(fā)電機報定子接地故障跳閘 在停機期間 先后檢查了發(fā)電機出線 PT 勵磁變未發(fā)現問題 停主變檢查GCB內設備未發(fā)現異常 做發(fā)電機直流耐壓試驗 帶水壓 當試驗電壓加到4kV時勵側A相一根下層線棒 7 8點位置 的引水管有放電 放電后 發(fā)現該引水管中間有水滲出 屬絕緣引水管質量問題 16 三 異常及事故舉例 發(fā)電機并聯環(huán)狀引線燒毀 發(fā)電機定子接地保護動作跳閘 見1發(fā)電機事故概況 故障情況說明 烏沙山電廠1號機為哈電600MW機組 運行中 C相分支C2的引線局部過熱熔斷 熔渣掉下 進入發(fā)電機轉子通風道 轉子一點接地報警 C2分支熔斷瞬間 電磁力不均衡 7瓦振動瞬間增大至150 m 隨后電磁力達新平衡 振動減至83 m 17 三 異常及事故舉例 C2分支承擔C相全電流 當時為滿負荷 分支通過電流為額定1 725倍 單支額定電流9 62kA 導致C2支路 上層12 18線棒 下層37 1線棒串聯 共14根線棒嚴重過熱 其中7根下層線棒由于散熱條件不如上層線棒 線棒出水溫升尤其迅速 事故發(fā)生僅1分鐘后 下層線棒出水溫度至高限90度 上層7根線棒 溫升稍慢 C2引線熔斷約5分鐘后 C2下層線棒因過熱破壞主絕緣 造成C相對地短路 發(fā)電機零序電壓動作 跳主斷路器 發(fā)電機在現場共修復 更換了17根線棒 其中下層7根 上層10根 更換了6根環(huán)狀引線 1根主引線 事故造成停機共38天 18 三 異常及事故舉例 主要原因是 發(fā)電機引線出水匯流管過細 內徑 20 32 如發(fā)生故障時 湖南金竹山發(fā)電廠的機外部分內冷水管內徑 26 部分機組中間的閥門內徑更小 如烏沙山為 20 導致引線出水流速較慢 冷卻效果較差 若引線的上部積聚有氣泡時 氣泡將很難被水帶走 造成汽堵 另外 上海電機廠的故障引線還發(fā)現包含有雜質 硫 磷等 使導電率上升 發(fā)熱增加 19 三 異常及事故舉例 采取措施 針對引線出水匯流管過細的情況 哈爾濱電機廠對定冷水水回路進行了改造 改造后 發(fā)電機出線匯流管改為內徑 38的管道 拆除匯流管閥門 匯流管接至汽側匯水環(huán)底部 而非先前直接接入出水母管 這就避免了引線出水流速較慢 散熱性能差和發(fā)生氣堵 改造前后的水回路如附圖所示 20 三 異常及事故舉例 各個電機廠生產的600MW機組在運行一段時間后 普遍存在槽楔松動的情況 這有兩方面的原因 一是由于機組投產后 定子繞組絕緣熱收縮 造成槽楔的普遍松動 另外 槽楔和波紋板在制造質量和裝配精度方面 對運行一段時間后 槽楔的緊固程度影響也很大 從目前的情況看 機組在運行一年后 普遍都需要加墊條 重新打緊槽楔 21 三 異常及事故舉例 油污引起的內部放電大唐某電廠600MW機組在檢修中發(fā)現 直流耐壓泄漏電流A相遠大于B C相 且升高到20kV后 泄漏電流已超過100微安 其它相為5微安 且泄漏電流隨時間不斷急劇增加 經檢查 發(fā)現發(fā)電機A相中性點側出線套管手包絕緣對出線罩及法蘭放電 絕緣表面已炭化 見附圖5 22 三 異常及事故舉例 發(fā)電機定子端部緊固件松動問題潮州 1發(fā)電機2010年1月檢修中發(fā)現汽側端部可調綁環(huán)的拉緊楔固定螺絲松動 9處松動 其中1處較為嚴重 處理當中及時匯報了公司 適逢集團所屬電廠也發(fā)現了多起類似問題 引起集團高度重視 下發(fā)文件要求緊急排查600MW機組 2010年上半年檢查過的12臺600MW級發(fā)電機 潮州1 2 烏沙山1 4 寧德3 王灘1 運城2 呂四1 3 4 中有7臺 潮州1 烏沙山4 寧德3 運城2 呂四1 3 4 發(fā)現端部存在固定松動現象 均進行了處理 23 三 異常及事故舉例 主要原因 發(fā)電機內部油污嚴重 進入發(fā)電機內部的密封油的水分以及表面所粘的污物使發(fā)電機手包絕緣性能下降 另外 手包絕緣的工藝不夠好 搭接處不夠嚴密 也使密封油長期浸泡絕緣 影響了絕緣性能 所幸的是 故障部位在發(fā)電機運行中處于低電位 中性點側 因而沒有造成運行中的發(fā)電機接地這樣的重大故障 采取措施 高度重視氫密封油向發(fā)電機內泄漏的問題 密切協調汽機專業(yè) 消除由于油檔間隙超標 密封瓦磨損 平衡閥運行不穩(wěn)等原因造成的密封油泄漏問題 24 三 異常及事故舉例 發(fā)電機差動保護動作停機 經對2號發(fā)電機CT回路的檢查 發(fā)現中性點B相的CT二次線由于過熱燒壞 原因是 電建在安裝時CT二次線固定采用普通鋼管 運行中由于磁場的作用 導致渦流發(fā)熱 致使本次事故的發(fā)生 采取措施 將CT二次線固定采用的鋼管去除 更換部分二次電纜 重新固定 25 三 異常及事故舉例 發(fā)電機出口PT二次線松動險些造成停機 由于繼電保護班人員在檢查發(fā)電機出口PT二次接線箱時發(fā)現有端子松動現象 隨手用螺絲刀緊固松動端子 結果造成DEH檢測到的發(fā)電機輸出功率異常變化 導致汽機調門大幅擺動 26 三 異常及事故舉例 發(fā)電機氫壓急劇下降 4號發(fā)電機檢修后啟動 發(fā)生人孔墊泄漏 氫壓低緊急停機漏氫原因為 維護人員在機組停運期間打開了發(fā)電機勵側上端蓋的檢查人孔 對發(fā)電機進行了檢查 在恢復人孔時由于緊螺栓時將密封墊損壞 使得在額定氫壓下密封墊損壞漏氫 處理 將人孔蓋上的小凸臺車掉 改為平面接觸 重新換墊后正常 27 三 異常及事故舉例 發(fā)電機氫氣純度經常不合格我公司1 3號機組經常出現氫氣純度不合格現象 分析原因主要是發(fā)電機密封瓦處間隙不合適 導致密封油污染氫氣 采取對策 加強對密封油系統的檢查 控制好密封油空氫側差壓和發(fā)電機氫氣的差壓 控制好密封油的含水指標在合格范圍 勤檢查發(fā)電機底部油水繼電器 及時放出油水 28 三 異常及事故舉例 發(fā)電機轉子引線墊條斷裂 3號發(fā)電機于2007年2月19日調停 2月27日機組在盤車狀態(tài)下測量轉子絕緣1 5M 當日機組啟動 當汽機轉速升至1330r min時 轉子出現一點接地報警 2007年11月份3號發(fā)電機小修時 發(fā)現轉子上次引起接地的不銹鋼板兩極均斷裂 29 三 異常及事故舉例 發(fā)電機定冷水銅離子超標 發(fā)電機定子冷卻水PH值偏低 連續(xù)幾天均低于7 0 由于月初定子冷卻水銅離子超標 機組頻繁換水 而且換水用的是除鹽水 由于除鹽水的PH值較低 換水后雖然銅離子合格 但隨之而來的是定子冷卻水PH值偏低 目前已加裝定冷水加堿裝置 定冷卻水的PH值能夠控制在8到9之間 有效防止定子線棒的銅腐蝕 30 三 異常及事故舉例 發(fā)電機氫氣冷卻器運行異常 兩側溫度異常 監(jiān)盤發(fā)現發(fā)電機汽端溫度異常下降 最低至33度 勵端溫度52度 調整冷卻器分路進水手動閥后正常 但其后氫冷器汽 勵端溫度頻繁變化 多次調整 冷卻器放空氣后調整溫度正常 后經查證為機組空壓機冷卻器泄漏 壓縮空氣進入閉冷水中 導致閉冷水中帶氣 在氫氣冷卻器處形成氣堵所致 氫氣冷卻器振動大 將冷卻器排空氣管振裂 處理措施是在氫氣冷卻器各進出口水管上安裝軟連接 31 三 異常及事故舉例 勵磁變壓器冷卻系統故障 原因 機組運行中勵磁變壓器散熱條件不好 溫度維持在較高水平 冷卻風扇長期處于運行狀態(tài) 機組停運時未對勵磁風扇進行詳細的檢查維護 風扇質量差 3 4勵磁變也存在這樣的隱患 需做好風扇的備件儲備工作 措施 將原先220V電源的風扇更改為380V電源的大風扇 在勵磁變上部平臺裝設通風孔 在夏季大負荷時開啟 32 三 異常及事故舉例 2 柴油機系統柴油機在定期試驗時發(fā)現不能啟動的缺陷 原因為柴油機控制PLC失電 程序丟失所致 柴油機自帶的蓄電池由于充電器故障 電池逐漸耗盡 加強運行巡回檢查 及早發(fā)現問題 將柴油機控制PLC電源進行改造 更換為機組直流供電 問題解決 33 三 異常及事故舉例 柴油機啟動后無法與保安段鑒定同期 原因為 1 同期裝置接線虛 2 保安段母線電壓量未送到柴油機同期裝置 保安段失電后 柴油機啟動 保安段進線開關合閘后又跳閘 母線PT接線錯誤 應該接到保安段的前半段 實際接到后半段 開關合閘后由于檢測不到母線電壓 開關又跳閘 34 三 異常及事故舉例 3 500kV系統相關設備接地刀閘和隔離刀閘無法分 合閘 原因為就地匯控柜內整流模塊損壞造成 GIS氣室壓力傳感器問題 由于廠家壓力傳感器溫度補償不好 導致傳到NCS系統的數據異常 目前已在原壓力測點的基礎上另加一套壓力傳感裝置 北京四方 此裝置兼有測氣室微水的作用 35 三 異常及事故舉例 主變高壓側PT諧振 500kVGIS的主變高壓側PT接在出線刀閘的靠近開關一側 當機組檢修開關成串運行時PT還能測到500kV電壓 在機組恢復運行過程中要拉開主變高壓側兩個開關 此時PT與母線對地電容發(fā)生諧振 PT上的測量電壓為低頻平頂波 顯示PT已經飽和且母線對地電壓應該很高可能危及設備的安全 該電壓長時間不能衰減 只有在出線刀閘合上主變接入后改變了參數諧振電壓才消失 試采取在PT二次側加電阻消耗能量 消除諧振 36 三 異常及事故舉例 500kV線路異常線路后備保護LFZR111在華東電網有誤動作現象 目前我公司已退出該裝置 新加兩套線路后備保護裝置 RCS 931DMM和CSC 103A 線路時有遭雷擊現象 線路在冰雪災害時出現倒塔現象 致使發(fā)生全廠停電 37 三 異常及事故舉例 4 變壓器部分主變繞組溫度 上層油溫高 對主變冷卻器系統檢查 發(fā)現為油量較小引起 將1 2 3 4組冷卻器頂部進油母管進油手動總門開展 現象消失 高壓瓷瓶異常放電 由于地處海邊污穢等級較高 主變出線瓷瓶及架空線瓷瓶經常放電 措施 堅持逢停必檢的原則 只要有停電機會 就清理瓷瓶 38 三 異常及事故舉例 主變壓器高壓套管根部滲油運行中的4號主變B相套管根部滲油 經緊固法蘭上的螺栓后 滲油有增大趨勢 目前維持現狀 等有停電機會對變壓器進行放油處理 39 三 異常及事故舉例 5 6kV系統循環(huán)泵啟動時差動保護動作 一方面原因是電氣一次接線改變 保護二次未做相應調整導致差動保護動作 另一方面原因是保護二次改線不正確造成 從這幾次差動保護動作的情況暴露出電氣一次 二次接線改變后未及時通知對方 改變接線時隨意性大 40 三 異常及事故舉例