运行分析发电厂机组事故及异常运行处理总结

2024-07-31

运行分析发电厂机组事故及异常运行处理总结（共8篇）

运行分析发电厂机组事故及异常运行处理总结篇1

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。

运行分析发电厂机组事故及异常运行处理总结篇2

关键词：变电,运行,事故,异常,处理

1 变电运行事故产生的原因

1.1 变电电气设备的制造和设计问题

目前, 引发变电运行事故的主要原因之一是电气设备的设备制造和设计问题。产品质量不合格意味着电力系统运行的安全性将受到严重影响, 如果有质量问题电力设备在安装前没有被检查处理, 就会留下重大的安全隐患。

一般而言, 设备的制造和设计问题包括设计缺陷、设备选型、质量问题等几个方面。一些数据说明, 出现运行事故概率最高的是运行时间小于3年和运行时间在20年以上的设备。主要原因是有些新研发的设备在设计、制造工艺和制造技术方面并没有很成熟, 还有一些生产厂家为了更高的经济利益在生产过程中压缩成本, 使产品达不到质量标准, 因此, 在实际投入运行后就很容易出现问题[1]。

1.2 工作人员操作失误

引起变电运行事故的直接原因是运行人员操作失误。变电运行的内部设备很多并且相互联系不可分离[2]。在日常的管理工作中, 一旦运行维护人员注意力不集中、操作技术不过硬、忽略安全隐患或操作不规范都有可能造成变电设备的故障, 严重时可能会造成电网的解列和瘫痪, 造成严重的经济损失, 甚至造成人身伤亡。常见的一些错误行为有:没有认真审核上一班工作人员移交的工作;使用的工器具不合格;违反电气操作的原则;监管只是流于形式等。

1.3 设备老化和维护问题

造成设备老化的主要原因有两个:1、变电站设备超运行年限运行, 在长期的运行过程中, 设备的零部件渐渐老化。2、非正常使用加剧设备老化, 例如运行过程中过高的温度会减少电气设备的使用寿命。因此, 为了延长设备的寿命, 要定期维护和保养设备, 对出现的问题要及时检修并解决。

1.4 安全管理问题

导致变电运行事故及异常的间接原因是管理缺陷。首先, 变电运行的管理工作不到位, 有些领导不能结合实际开展工作, 没有合理计划工作, 因而安全管理没有落实到实际工作中[3]。其次, 相关制度落实不到位, 为了强化电力运行管理工作, 有关部门颁布了一些行业标准规范, 但是在实际工作中, 很多单位并没有落实这些规范, 从而使管理存在漏洞。

2 变电运行事故及异常处理的原则

(1) 在变电运行发生故障后, 首先要密切检查设备的运行状态, 记录设备异常的具体情况, 汇报调度及领导。 (2) 如果发生的事故危及到设备和人员的安全, 应立即设法使设备停止运行。 (3) 在处理变电运行事故及异常时, 要保证供电正常和供电安全。如果是设备异常导致停电, 事故分析的首要出发点应是隔离故障点, 尽快恢复供电。 (4) 在变电事故及异常的处理过程中, 还有综合考虑设备所在地的天气、继电保护和其他自动装置的动作情况, 这样就能尽快的发现变电运行事故及异常的原因。 (5) 检修人员检修故障设备时, 必须做好相应的安全措施, 严格执行“两票“, 做好技术安全交底。

3 变电运行事故及异常处理对策

3.1 加强对基础设备的管理

在对变电站进行改造时, 要对设备质量严格把关, 避免因设备的设计或质量缺陷而导致变电运行事故及异常。选择设备时, 要对制造厂家严格筛选, 排除不符合规定或出现过质量问题的厂家, 不允许其参加设备招投标。选好设备生产厂家后, 要采取一定的措施保证厂家能严格按照标准生产产品, 产品出厂时要先试验。坚决杜绝存在质量缺陷的设备投入运行。此外, 变电站的安全管理部门对设备设计、规划、选型、安装、调试等环节要严格把关。同时, 相关部门应实行工程质量终身制和质量验收责任追究制度, 提高相关工作人员的安全意识, 从而确保设备质量合乎标准, 杜绝隐患。

3.2 严格执行规范化操作

引起变电运行事故的直接原因是工作人员操作失误。只有严格落实规范操作, 才能保证电气运行的安全。首先, 要确保工作人员执行电气操作导则和工作票制度, 按相关规章制度约束自己的操作行为。其次, 对复杂的操作要设置现场监督人, 为了使监督人监督到位, 要禁止监督人直接操作设备、禁止边操作边

做其他无关事项、禁止监督人有疑问时盲目操作。最后, 要制定明确的防范对策, 在操作前要认真核对, 做好预备工作, 确认设备名称和编号正确后再操作;操作时要保证检查到位, 确保操作后不会发生事故及异常情况。

3.3 完善综合自动化装置

综合自动化装置主要是对设备的运行状态进行实时监控, 设备出现异常后能反应及时, 尽快派检修人员检修, 减小了更大问题发生的可能性。自动化装置可以控制、调节、协调、监视电力系统的各个设备, 保证电力设备运行稳定。此外, 综合自动化装置还可以集高压电气设备的信息, 判断相关设备是否运行正常, 一旦有异常情况发生就会马上发出警报, 避免严重情况的发生。因此, 单位应派专业技术人员定期维护、调试和升级综合自动化装置, 在实际操作中可以应用微机防误闭锁系统, 减少操作失误, 保证电力系统的安全稳定。

3.4 加强安全管理

单位要严格落实有关部门颁布的行业标准规范, 制定符合自身发展的制度, 相关领导要结合实际开展工作, 在工作前对工作进行合理计划, 推行层级责任制, 从而使变电运行的安全管理工作得到落实。

4 结语

为保证国民经济的发展, 提高国民生活水平, 我国一直都很重视电力系统的建设, 随着我国科技水平的提高和经济的发展, 国家制定的各种措施都在推动我国电力事业的发展。相应的, 为了使电力事业得到发展, 更应重视变电运行事故及异常处理的相关事项, 保证电力系统安全稳定地运行。

参考文献

[1]赵向远.变电运行中有关继电保护的几点问题探讨[J].科技信息, 2009 (31) :J30300.

[2]柏民杰, 石岩鑫.浅析变电运行设备的状态检修流程优化[J].黑龙江科技信息, 2011 (17) :21.

运行分析发电厂机组事故及异常运行处理总结篇3

摘要：针对由于断路器产生的发电机非全相运行，分析了非全相运行对发电机和电力系统的危害。分析了由不同故障原因引起的发电机非全相运行的事故处理方法，并提出了针对性的事故处理措施。而不同的时负序电流对发电机的危害和发电机非全相运行的原因，以及发电机发生非全相运行时运行人员如何及时、正确地处理事故，减少事故可能给发电厂带来的经济损失。

关键词：发电机非全相运行负序电流

0 引言

在电力系统中，由于断路器操作机构及其电气控制回路等故障引起的断路器的非全相运行导致发电机过热或烧毁事故，不仅对电厂是一个重大的损失，也给电力系统的安全运行带来了极大的威胁，特别是近年来全国电力供应非常紧张的条件下，若由于发电机非全相运行导致发电机烧毁，出现对电力系统的安全、稳定的供电形式，无疑是雪上加霜，给本身紧张的电力系统到来更大的困难，因此，如何防止发电机特别是大型发电机发生非全相运行时烧毁事故，必须引起我们的重视。

1 发电机非全相运行的原因

发电机发生非全相运行的原因，主要由主断路器的非全相运行和断路器失灵保护故障引起的，事故统计表明，因断路器引起的非全相运行事故占50%以上，本文针对高压断路器故障分析发电机非全相运行的原因：①SF6高压断路器是免维护或少维护的电器设备，其运行可靠性取决于产品的制造质量，尤其是出厂质量。无论是国产设备，还是进口、合资设备，在运行以及基建安装过程中都发现不少制造质量问题，严重地影响了电力系统的可靠运行。②绝缘性能是SF6断路器，尤其是罐式断路器和GIS的质量关键，出现绝缘问题往往会造成重大设备损坏和系统停电事故。③220kV及以上SF6断路器绝缘拉杆拉脱和断裂事故多次发生，在停电检查中，也发现有大量绝缘拉杆松动、变位以及连接件局部损坏现象。绝缘拉杆拉脱或断裂往往会引发绝缘事故和瓷瓶爆炸事故，还可能造成非全相运行导致事故扩大。④目前我国发电机组绝大部分采用发电机-变压器组扩大单元接线，这种接线方式最大优点是省掉了发电机出口保护用断路器，从而也省掉了相应的继电保护装置。从而带来另一个问题，即当出线断路器发生一相或两相拒动、误动或断口绝缘击穿而导致非全相运行时，对变压器和发电机的保护将成为很大的难题。⑤高压断路器的合-分时间(空载)是其额定时间参量，当进行各种开断性能试验时，断路器的合-分时间均应符合其额定的合-分时间。合-分时间既影响断路器的开断性能，也影响合于线路永久性故障时系统稳定时间的整定。很多用于电网中的高压断路器的实际合-分时间的开断能力没有得到试验考核。合-分时间存在的这种差异对电网的安全稳定运行构成了潜在威胁。

2 非全相运行的危害

2.1 非全相运行对发电机的危害

发电机在正常运行中发生非全相运行，发电机负序电流将可能远远超过8%额定值的水平，将给发电机的安全运行带来非常大的隐患，尤其是产生局部高温区，则更加危险。

随着发电机单机容量的增加，越来越多的发电机转子绕组和铁芯采用的氢冷方式，当发电机发生非全相运行时，虽然在发电机两端设计有密封油系统，但发电机漏氢现象或多或少的普遍存在。因此一旦发生发电机非全相运行，如果处理不及时，使发电机变成异步运行，发电机的振动将大大增加，其两端密封瓦可能损坏，振动摩擦产生的火花很可能与发电机泄漏出来的氢气接触造成发电机发生氢气爆炸的危险，可能导致发电机发生氢气爆炸的严重事故，这不仅将造成机组事故停运，而且还将使发电机损坏后长时间地进行检修，给电厂的经济带来严重损失，对当地缺电的电网运行也带来一定安全隐患。

2.2 非全相运行对电力系统的危害当负序电流流过发电机时，将产生负序旋转磁场，这个磁场除了将对发电机产生下列影响：①发电机转子发热；②机组振动增大；③定子绕组由于负荷不平衡出现个别相绕组过热。在严重的情况下，如输电线非全相运行时，负序电流和零序电流可以在非全相运行的线路中流通，也可以在与之相连接的线路中流通，可能影响这些线路的继电保护的工作状态，甚至引起不正确动作。此外，在长时间非全相运行时，网络中还可能同时发生短路(包括非全相运行的区内和区外)，这时，很可能使系统的继电保护误动作。

电力系统在不对称和非全相运行情况下，零序电流长期通过大地，接地装置的电位升高，跨步电压与接触电压也升高。不对称运行时，各相电流大小不等，使系统损耗增大，同时，系统潮流不能按经济分配，也将影响运行的经济性。

3 发电机非全相运行的事故处理

当发电机非全相运行故障时，处理方法是因发电机非全相运行故障原因而不同的。

3.1 是由于线路开关非全相运行引起的应及时将故障线路恢复全相运行，或将线路开关拉开，如恢复不了，应立即汇报调度，同时要严密监视发电机定子三相电流不平衡情况及发电机各部温度各瓦振动，当发电机定子三相电流达8%额定值，定子过流保护延时5s发出报警，应及时降低发电机出力，必要时可停运1-2台磨，并及时根据锅炉燃烧情况投油稳燃，尽量避免锅炉熄火引起发电机、汽轮机跳闸，造成事故处理影响面扩大。

3.2 是由于本身开关引起，应立即将有、无功负荷降至接近空载状态，三相不平衡电流不得超过额定值的8%，经同期装置将发变组开关合上，若合不上，应立即拉开该开关，若拉不开应立即倒母线，用母联开关将发变组解列。

3.3 在发电机并列后加负荷时应遵守的操作顺序是：并列后不要急于增加有功功率和无功功率，在加负荷的过程中，要特别注意定子三相电流是否对称相等，确认无异常后，再增加有功功率和无功功率。当发现三相电流的不对称程度超过规定时，说明主断路器非全相合闸，应立即减少发电机的转子电流和功率，使定子三相的不平衡值控制在允许范围之内。若主断路器仍不能全相断开，应按现场运行规程的规定，将发电机从系统中隔离出来，关闭汽机主汽门停机。

3.4 若非全相运行是发生在发电机解列后，降低定子电压时随转子电流的下降而定子电压不下降，同时定子两相或三相出现电流且不平衡，可能开关未完全拉开，此时应维持汽轮机转速，增加励磁电流，使定子三相电流接近于零，再拉一次发变组开关，若还拉不开，应经同期将发电机重新并列，倒母线后，用母联开关将发电机解列。

3.5 发电机在非全相运行中，不得打闸停机，若主汽门已关闭或灭磁开关已跳闸，应立即拉开母联开关以及发变组所接母线所有开关。也不得拉开励磁开关，这主要考虑到的是如果汽轮机打闸，发电机将变成电动机运行，发电机将从系统中吸收有功，系统周波下降，而对于汽轮机来说，无蒸汽长时间运行时，末级叶片会与空气摩擦而过热，特别是大机组这是绝对不允许的，所以最好维持汽轮机最小允许功率以上运行。

4 发电机非全相运行的防止措施

4.1 管理技术对策和防范措施

4.1.1 贯彻执行高压开关设备管理规定，健全和稳定高压开关专业队伍，贯彻执行高压开关设备管理规定是作好电力系统高压开关设备专业管理工作的组织保证，其核心是实行高压开关设备的分级、分工负责，建立各级岗位责任制，其目的是建立一支强有力的专业技术队伍，形成电力系统高压开关专业管理体系。

4.1.2 制定并落实各项反事故技术措施，根据运行经验和对高压开关设备的事故分析，针对运行中不同厂家、不同型号、不同电压等级、不同地区高压开关设备存在的问题制定相应的反事故技术措施，预防各种故障的发生。应建立事故预警和事故通报制度，发生高压开关设备重大质量事故和重大责任事故后要科学地、实事求是地对事故原因和事故责任进行分析，提出相应的反事故措施。

4.1.3 加强检修管理，提高和确保检修质量是保证高压开关设备安全运行的重要手段。

4.1.4 加强高压开关设备的全过程管理。以往工作证明，要保证高压开关设备的运行安全和降低故障率，仅对投运开关设备作好工作是不够的。投运前设备的技术性能及试验验证、制造和设计选型、基建安装和调试、交接验收等一系列质量环节是决定投运后设备运行可靠性的基础，“先天不足”的设备一旦投运将后患无穷。因此，高压开关设备的专业管理工作必须前移，作为电力系统生产运营的技术管理单位，应建立一系列全过程管理工作的规章制度。

4.2 对发变组出口断路器应按规定定期进行维护 ①利用发变组或线路、母线停运期间，检查断路器主轴、连接板、销钉、合闸铁芯是否发热卡死，机构是否卡住，连接部分是否脱销、松动。②二次回路要检查转换接点压力是否足够，接线端子是否松动，行程是否满足要求，合闸接触器或辅助开关接触器是否良好，特别是按规定每天或数天对空气压缩系统进行疏水，检查有无漏空气和SF6气体，冬季及梅雨季节及时投入结构内的加热运行，确保操作机构及电气回路保证完好状态。

4.3 在运行操作和运方调整时采取相应措施 ①措施应在发变组并、解列前或正常运行中尽可能将失灵保护投入，并定期对失灵保护进行校验，保证其动作可靠性。②在发变组并网前对出口开关进行分、合试验，且试验后对开关机构装置要进行详细检查，不能仅观察开关的分、合闸状态是否对应，对于三相分相操作机构的断路器应同时检查其各相弹簧装置、活塞拉杆均处在同一位置上，机构连接正常，从而保证开关三相均处在分闸位置，防止在合发变组主刀闸时由于某相在合闸位使发电机变成异步运行，直接威胁发变组及电力系统的稳定。③为防止发电机非全相运行，发电机负序电流（速断）保护在发变组主刀闸合闸之前应保证在投入状态，以确保在任何情况下发生非全相运行时能可靠动作，经延时动作于断开其它相或启动失灵保护使母联开关跳闸，将故障发变组与系统隔离。④在发变组并网及解列期间，尤其要注意监视发电机三相定子电流是否平衡或一致，以免机组发生非全相运行时未及时采取正确措施处理。⑤在操作断路器分闸或合闸时，应保持足够的时间，不要返回太快，一般要等断路器红、绿灯变化后或开关三相电流正常变化后才放手，防止因操作不当引起发变组非全相运行。⑥要防止发变组在非全相运行时使事故扩大，必须提高运行值班人员处理事故水平。在当班期间要做好事故预想，一旦发变组断路器发生非全相运行，值班人员应根据动作信号操作，位置指示灯、各表计指示值变化、发电机振动等事故现象，迅速判明发电机是否处于非全相运行状态，一旦确定事故而失灵保护装置未动作或保护动作但母联开关及该母线上其他运行开关未跳闸，应果断的拉开发变组同一母线上的所有开关，避免事故扩大。

4.4 在继电保护回路上采取措施当发变组出口断路器出现非全相运行时，应采取发电机降出力措施，然后经快速返回的“零序或负序电流”闭锁的断路器非全相判别元件，以独立的时间元件以第Ⅰ时限启动独立的跳闸回路重新跳开断路器一次，并发出“断路器三相位置不一致”动作信号，若此时断路器故障仍然存在，可采用以下措施：以“相电流、零序或负序电流动作”，“断路器三相位置不一致保护动作”和“发变组保护动作”三个条件组成的“与”逻辑，经由独立的是元件以第Ⅱ时限去解除断路器失灵保护的复合电压闭锁，并启动断路器失灵保护，同时发出断路器失灵保护启动的信号，跳开与其在同母线上的所有开关。

4.5 开关的选型尽可能选择三相操作的断路器作为发变组出口开关和母联开关。发变组主开关一般采用的是三相共一的操作机构，而三相各自动作的操作机构开关给发电机非全相运行留下了隐患，一旦发电机发生非全相运行处理如不及时，将很可能将发电机烧毁，而母联开关装设三相共一的操作机构后即使发电机发生非全相运行，也能通过失灵保护及时全相断开母联开关，使处于非全相运行的发电机及时摆脱非全相运行，保证系统的安全稳定和保护发电机本身的安全。

5 结束语

发电机发生非全相运行是系统、机组都不允许的一种不对称运行，威胁到系统的稳定和机组的安全。只有弄清楚非全相运行的现象、产生原因和分析方法，在发电机发生非全相运行时及时、迅速、准确地处理，才能正确地加以处理，从而保证系统的稳定和机组的安全。

参考文献：

[1]侯艳.大机组非全相运行对机组和系统安全运行分析[J].湖北电力.2007.8（4）22-24.

[2]夏文武.发电机非全相运行分析及处理[J].江西电力.2007（3）6-9.

[3]任官堂.发电机非全相运行事故的理论分析与处理方法[J].电力学报.1995（3）34-38.

水电厂运行事故处理预案(修) 篇4

运

行

事

故

处

理

预

案

汇

编

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第一章事故处理预案通则

一、事故分级办法（3）

二、事故处理组织机构的职责（3）

三、各级人员的职责（5）

四、事故处理的基本原则（5）

五、事故处理的程序及要求（6）

第二章发电机系统事故处理预案

一、机组过速时,保护未能动作处理预案（7）

二、剪断销剪断时，主阀未能动作处理预案（7）

三、发电机着火事故处理预案（8）

四、励磁调节器故障或整流柜故障事故处理预案（8）

五、机组受电网冲击事故处理预案（9）

六、发电机超负荷运行处理预案（10）

七、发电机非同期并列事故处理预案（11）

八、发电机碳刷故障处理预案（12）

九、发电机甩负荷处理预案（13）

十、发电机进相运行事故处理预案（13）

十一、调速器拒动事故处理预案（14）

十二、蝴蝶阀拒动事故处理预案（15）

十三、轴温度升高处理预案（15）

十四、机组振动大的事故处理预案（16）

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第三章电气系统事故处理预案

一、变压器着火事故处理预案（17）

二、厂用电失电事故处理预案（17）

三、直流母线接地事故处理预案（19）

四、110KV GIS装置拒动事故处理预案（20）

五、6.3KV开关拒动事故处理预案（21）

六、发电机出口PT断线或掉闸事故处理预案（21）

七、全厂停电事故处理预案（22）

八、直流系统失电事故处理预案（24）

九、辅机油系统着火处理预案（25）

第四章其它事故预案

一、防洪应急预案（26）

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第一章事故处理预案通则

一、事故分级办法：

为便于事故处理预案启动和分级管理，将事故分为三类。

1、一类事故：公司发生的人员伤亡事故、重大火灾事故、重大水灾事故、全厂停电事故、系统解列或瓦解事故、发电机、主变压器损坏事故为一类事故。

2、二类事故：公司发生的一般机组停运、解列、厂用电母线失电事故为二类事故。

3、三类事故：公司发生的不属于一、二类事故的其他生产事故异常为三类事故。

二、事故处理组织机构及各级人员、部门的职责、事故处理组织机构

1.1、厂部设事故处理领导组，厂部正职任组长，厂部副职领导担任副组长，技术主管、各值值长为成员。下设生产领导组和后勤保障组。

1.2、生产领导组组长由分管副职领导担任，成员由技术主管、各值值长组成。1.3、后勤保障组组长由分管副职领导担任。成员由总务、物资管理员和小车司机组成。

2、各级组织机构的职责

2.1、事故处理领导组，负责领导协调生产领导组和后勤保障组的工作，决定事故应急预案启动和负责对外联系汇报。

2.2、生产领导组负责领导和协调事故处理,负责向总公司领导汇报请示重大事项的决策；研究决定事故处理过程的重大事项；事故过后负责分析研究事故原因，制定整改防范措施。

2.3、后勤保障领导组负责事故情况下的物资供应、生活后勤、事故应急车辆以及向总公司领导汇报请示、消防保卫、医疗救护等工作。

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3、各级人员的职责

3.1、电厂厂长的职责：全面领导、指挥厂部的事故抢险救灾、处理、汇报、恢复、调查、分析、采取整改措施工作；负责事故处理预案的管理、训练、评价、修改完善工作；指导值长进行生产指挥、调整、操作等工作；保证事故抢险救灾工作安全、迅速、正确进行，努力减少事故损失，限制事故发展，避免人员伤亡及设备损坏，恢复机组正常运行。

3.2、副厂长的职责：协助电厂厂长领导、指挥事故处理工作。厂长不在时代替经理行使职责。

3.3、厂部技术主管的职责：在事故抢险救灾、事故处理及恢复过程中，负责本专业设备系统的操作、调整及事故处理的技术指导和监护工作；事故处理完毕，负责对事故原因和暴露的问题进行技术分析，提出整改措施和建议；负责对事故处理预案进行技术把关，参加演练并进行评价和提出整改意见。

3.4 厂部安全监督员的职责：在事故抢险救灾、事故处理及恢复过程中，负责安全监督检查，指导人员正确执行安全规程和安全措施，正确使用劳动安全保护用品；正确执行两票制度，不发生误操作；及时进行事故分析，上报报表；对发现的安全问题及时提出整改建议，认真落实；定期组织事故预案演练，对存在问题及时修改完善。

3.5、值长的职责：对本值的安全工作全面负责。组织本值人员进行事故预案学习演练，提出存在问题和改进措施及建议，认真落实；发生事故时，当值值长及时向上级汇报和通知有关部门，并组织人员进行事故处理。重点是机组事故处理的操作调整和前期抢险救灾工作；进行生产协调指挥，最大限度的保证人员安全，机组稳定运行和设备安全不受损坏；认真做好故障记录，组织进行分析讨论，及时提供事故有关资料，填报有关报表。

3.6、各层负责人的职责：协助值长开展事故预案培训演练工作；发生事故时，协助值长进行本单元的事故处理操作、调整、等工作，最大限度的保证人员安全，机组稳定运行和设备不受损坏。

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3.7、其他人员的职责：按照电厂厂长的命令，参加事故抢险救灾，保证材料物资的供应和必要的安全工器具、劳动保护用品。

三、事故处理的基本原则、事故情况下，要沉着冷静、有条不紊，及时汇报、及时联系，统一指挥、协调一致，做好防止人身伤害、设备损坏的技术措施，树立保设备观念，坚决执行紧停规定。

2、根据表计指示、光字信号和各种象征，正确判断故障范围及故障点； 3、尽快切除故障点，消除事故根源，限制事故的发展，解除对人身及设备的安全威胁；、调整未直接受到损坏的系统及设备的运行方式，尽量维持其在正常运行状态；

5、立即向有关领导和上级部门汇报，并通知有关部门； 6、迅速消除缺陷，恢复机组运行； 7、尽可能维持机组负荷

四、事故处理的程序及要求

1、事故发生后，值长应立即组织当值人员进行处理。同时向县调、总公司调度、厂部领导汇报，根据事故需要联系领导协助处理事故。

2、机组发生事故，巡视人员应立即向值长汇报，各层负责人对本岗位发生的异常情况及时汇报值长，巡检人员发现异常情况。

3、辅助系统发生事故，应立即汇报值长，并按照值长命令执行。

4、事故处理过程中，必须严格执行两票制度，严禁违反规定无操作票操作和无工作票办理开工手续。正确使用安全劳动保护用品，杜绝误操作和人身伤害。(事故处理过程中,需要抢修时,可不办理工作票先开工,但工作负责人必须向值长和工作许可人说清工作任务和安全措施,工作许可人和工作负责人一起到现场布置完安全措施后,方可开工,工作结束必须要做好记录。)

5、向上级汇报的基本内容：事故发生的主要情况，严重程度等。生产现场汇报

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时，应讲明光字、信号、保护动作情况，设备掉闸情况，现场检查分析的情况等。

五、运行过程中应检查以下系统良好备用，以备事故处理时可及时投入

1、发电机良好。

2、调速器良好。

3、机旁动力屏良好。

4、测温制动屏良好。

5、励磁柜良好。

6、现地 LCU良好。

7、高压室、低压室良好。

8、中控室良好。

9、升压站良好。

10、水轮机良好。

11、供水、排水系统良好。

12、蝶阀系统良好。

13、供气系统良好。

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第二章发电机系统事故处理预案

一、机组过速时,保护未能动作处理预案

一、机组过速时的现象：

1.机组转速升高至145%Ne，声音异常，中控室语音报“1#、2#机组过速"，简报信息窗口显示“机组过速保护动作”，主画面显示机组出口开关事故跳闸，主阀自动关闭。

2.机组各有、无功等参数显示为“0”。

二、机组过速的处理：

1.若主阀、调速器未动作时，发电机层值班员迅速按下调速器紧急停机按钮，若无效应立即将调速器切到手动并按下紧急停机电磁阀；水轮机层值班员应迅速将主阀切换为“就地”方式，并手动关闭主阀，迫使机组停机。2.监视机组是否自动刹车，否则应手动帮助刹车。

3.汇报调度，启动备用机组，并汇报主管部门领导及有关人员到现场。4.根据事故原因、设备情况，对机组进行全面检查。

5.检查确认机组设备良好，则应手动开启主阀，随时准备开机。

二、剪断销剪断时，主阀未能动作处理预案

一、剪断销剪断后的现象：

1.中控室语音报“1#、2#机组剪断销剪断”，简报信息窗口显示“机组剪断销剪断保护动作”，主画面显示机组出口开关事故跳闸，主阀自动关闭。2.机组各有、无功等参数显示为“0”。

二、剪断销剪断的后处理：

1.若主阀未动作时，水轮机层值班员应迅速将主阀切换为“就地”方式并手动关闭主阀，迫使机组停机。

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2.监视机组是否自动刹车，否则应手动帮助刹车。

3.汇报调度，启动备用机组，并汇报主管部门领导及有关人员到现场。4.根据事故原因，设备情况，对机组及出口开关进行全面检查。5.检查确认机组设备良好，则应手动开启主阀，随时准备开机。

三、发电机着火事故处理预案

一、发电机着火后的现象：

可能从发电机附近闻到焦味，从发电机盖板缝隙及其它不严密处看到冒烟，严重时可能有浓烟和火焰喷出。

二、发电机着火后的处理：

1.确认发电机着火，立即按ＬＣＵ屏柜紧急停机按钮停机，断开灭磁开关，按“发电机着火”规定处理。

2.中控室留一人监护，其余人员立即到发电机层协助灭火。

3.汇报调度，启动备用机组，并汇报主管部门领导及有关人员到现场。

四、励磁调节器故障或整流柜故障事故处理预案

一、调节器A（B）故障

（一）、现象：

1、调节器A故障（调节器B故障）信号出现

2、励磁调节器主、从方式切换

3、故障调节器有故障报警指示灯亮，调节器报警窗显示具体故障报警

（二）、处理：

1.监视励磁运行方式，及时通知维护人员检查 2.确认调节器故障时，将故障调节器停运

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3.通知检修处理。

二、整流柜故障

（一）、现象：

1、整流柜故障信号出现

2、可能同时有励磁表计摆动现象

3、监控上显示整流柜报警画面上有相应的故障报警

（二）、原因：

1.硅整流元件回路保险熔断； 2.硅整流柜信号电源中断；

3.该整流柜脉冲开关故障或电缆断开；

4.该整流柜风机两路电源故障或风压低及风机故障引起。

（三）、处理：

1.检查整流柜，若属快速熔断器熔断，应将该整流柜退出运行（断开脉冲开关），断开该台整流柜交流侧刀闸和直流侧刀闸，进行更换，更换后重新投入运行；

2.若属整柜信号或操作电源中断，应查明原因，进行处理； 3.若属整流柜脉冲开关掉闸，应查明原因，进行相应处理；

4.若属风机故障或电源消失，应尽快处理，无法恢复时，应汇报值长，限制励磁电流或将故障整流柜切除。

五、机组受电网冲击事故处理预案

一、事故前运行方式：

机组正常带负荷运行，辅机为正常运行，厂用电系统为正常运行方式。

二、机组受电网冲击现象：

1、定子三相电流剧烈摆动，且有超过额定值的现象。

2、发电机电压剧烈摆动，通常是电压降低。

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3、有功、无功大幅度摆动。

4、转子电流在正常值附近摆动。

5、发电机发出与参数摆动相应的鸣响。

三、机组受电网冲击原因：

1、系统中线路开关或大容量发电机跳闸。

2、发电机突然失磁。

3、系统发生短路故障。

4、发电机非同期并列。

四、机组受电网冲击处理：

1、如为本机失步引起振荡，则本机的表计晃动幅度要比邻机激烈，且本机有功表摆动方向与邻机相反。如为系统振荡，则两台机表计同步晃动。

2、如果振荡是由于发电机非同期并列或失磁引起，应立即解列发电机。

3、若因系统故障引起发电机振荡，励磁投入自动方式下，强励动作同时，严禁人为干预。

4、若励磁为手动方式运行，手动增加发电机励磁电流，但是发电机电压不能超出规定值。

5、降低发电机有功功率，但不能使周波低于49Hz。

6、汇报调度，以取得系统协助，尽快消除振荡。

7、经过上述处理，发电机仍不能拉入同步，则失步保护可能动作解列发电机；失步保护拒动时，解列停机。

六、发电机超负荷运行处理预案

一、发电机超负荷运行现象：

1、发电机定子电流指示超过额定值。

2、励磁画面上定子电流限制信号可能发，定子电流限制起作用。

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3、发变组保护装置可能有发电机过负荷信号报警。

4、发变组保护装置中发电机过负荷保护动作，发电机与系统解列。

二、发电机超负荷运行原因：

1、系统发生故障。

2、出现短时冲击性过负荷。

3、发电机发出有功功率超过额定值。

4、励磁装置强励动作。

三、发电机超负荷运行处理：

1、如系统电压正常，应减少无功负荷，使定子电流降低到允许值，但功率因数不得超过0.98（迟相），定子电压不得低于6kV。如发电机电压低于6kV，不能减无功，应报告值长，降低有功负荷，直到定子电流到正常值。

2、事故情况下，按照事故过负荷控制，并做好详细记录；若过负荷时间超过规定值，保护未动作，应手动解列发电机。

3、如果过负荷信号发出后，强励动作时，运行人员不得干预励磁系统，但应该适当减少有功负荷；20s后手动减少发电机无功负荷，以降低定子电流到正常值，同时监视发电机电压不得低于6KV。如果减少励磁电流不能使定子电流降到正常值，继续降低发电机有功负荷，直到过负荷信号消失。

4、过负荷期间加强监视发电机各测点温度，当定子或转子绕组温度偏高时应适当限制其短时过负荷的倍数和时间。

七、发电机非同期并列事故处理预案

一、发电机非同期并列现象：

1、在并列瞬间发生强烈冲击，定子电流突然升高，系统电压降低。

2、发电机发生强烈振动和轰鸣声，定子电流和定子电压剧烈摆动，甚至引起发电机和系统之间的功率振荡。

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二、发电机非同期并列原因：

1、自动准同期装置或同期回路故障。

2、不符合同期并列条件。

三、发电机非同期并列处理：

1、立即紧停发电机。

2、对发电机、主变及主开关进行全面检查。

3、转动停止后，对发电机进行详细的检查和测量绝缘及其有关的检查试验，无问题后，方可再次进行启动。

4、对同期装置进行检查并校核。

八、发电机碳刷故障处理预案

一、发电机碳刷故障现象：

1、发电机碳刷过短。

2、发电机碳刷冒火。

3、发电机碳刷剧烈跳动。

4、发电机主轴接地碳刷脏污或损坏。

5、发电机碳刷着火。

二、发电机碳刷故障处理：

1、发电机碳刷长度2.5cm左右时，应进行更换，更换碳刷时，新旧型号一致、同一厂家，对新碳刷事先磨好，并逐一更换，与滑环接触面应大于80％。检查维护碳刷时应站在绝缘垫上，穿绝缘鞋。

2、发电机碳刷冒火星或跳动时，要及时取下，用碳刷砂纸打磨后，用白布擦净，调整电刷压力一致，若冒火较严重时，可适当减少励磁电流，通知检修人员处理。

3、发电机大轴接地碳刷脏污或损坏时，应进行更换，在更换前，先退出转子一点接地保护，更换后，再投入该保护。

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4、发电机碳刷着火时，应用二氧化碳灭火器或1211灭火器灭火，禁止用干砂灭火，如火势猛，并引燃附近油管路时，执行紧停，保障设备和人身安全。

九、发电机甩负荷处理预案

一、发电机甩负荷现象：

1、事故音响器响，有功、无功三相静子电流降到零；机组出口断路器跳闸，绿灯亮，有保护光字显示；

2、机组转速先上升后下降，调节系统动作良好，转速控制在超速保护动作值以下。

3、调速器启动事故停机关闭。

4、蝴蝶阀启动事故停机关闭。

二、发电机甩负荷处理：

1、检查保护动作情况，判断发电机故障原因进行处理。

2、如励磁开关跳开时，检查厂用电应自投成功，如备用电源未自投成功，且无备用“分支过流”，应立即试送厂用电备用电源。

3、完成甩负荷的有关操作。

4、查明原因处理后，汇报值长。

十、发电机进相运行事故处理预案

一、发电机进相运行现象:

1、发电机无功变为负值。

2、定子端部构件温度升高。

二、发电机进相运行处理:

1、机组按正常程序停机。

2、维持系统电压正常，保证系统稳定性，网上电压低时，禁止进相运行。

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3、进相运行时，维持发电机出口电压在±5%Un范围内，防止发电机静稳极限降低。

4、监视定子温升不超规定，尤其是定子端部温度不超过120度。

5、发电机在任何有功负荷状态下进相运行，功率因数都不能低于0.95（超前）

6、不同有功负荷状态下不得超过发电机的出力曲线的限额。

7、如果温度、温升将要超过规定值，应减小进相深度，适当手动增加励磁电流，使功率因数高于0.95（超前），保持各点温升不超限。

8、发电机进相运行期间，各部分温度、温升超过运行限额，手动增加无功负荷。

9、发电机进相运行期间，发电机定子电压、定子电流不能超过运行限额，否则联系调度减少有功。

10、发电机进相运行期间，6.3kV厂用母线电压不能低于6.0kV，否则停止继续降低无功负荷。

11、发电机进相运行期间，出现失步振荡现象时，应立即增加励磁电流直至迟相运行。必要时减小有功负荷，仍不能拉入同步时，按照值长命令解列机组。

12、无法处理可以按紧急停机处理。

十一、调速器拒动事故处理预案

一、调速器拒动的现象:

1、调速器油压正常。

2、上位机下位机操作无任何动作。

3、调速器故障指示灯亮。

二、调速器拒动的处理：

1、重启调速器的交直流电源。

2、检查是否为液压缸窜油。如是则安排检修人员检修。

2、在调速器的面板上按下复归按钮。

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3、消除调速器故障指示。

4、手动操作调速器至停机。

5、如再无反应，可以在紧急停机阀和复归阀的电磁阀各中间，采用手动按压阀蕊顶针的方法进行操作。此阀在没有交直流电压的情况下也可正常操作。

十二、蝴蝶阀拒动事故处理预案

一、蝴蝶阀拒动的现象:

1、蝴蝶阀油压正常。

2、上位机下位机操作无任何动作。

二、蝴蝶阀拒动的处理：

1、检查蝴蝶阀屏柜及电源投入是否正常。

2、检查蝴蝶阀的液压锁定和机械锁定是否退出。

3、检查蝴蝶阀各电磁阀线包是否正常，有无正常电压。

4、检查各阀门是否在正常的位置。

5、检查液压缸阀门是否在正常位置。

6、如再无反应，可以在各电磁阀的中间，采用手动按压阀蕊顶针的方法进行操作。此阀在没有交直流电压的情况下也可正常操作。

十三、轴温度升高处理预案

一、机组正常运行方式：

故障前运行方式：负荷1000KW—5000KW，各冷却器正常运行。

二、各轴承温度普遍升高：

（一）现象：

1、各轴承温度普遍升高

2、轴承温度及回油温度升高报警。

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3、润滑油温度升高。

4、机组振动可能增大。

5、轴向位移可能增大。(二)处理：

1、检查润滑油冷却器进水和出水阀门是否正常。

2、检查冷却水源是否中断或是否正常。根据情况处理。

3、如1号冷却水故障，应切至2号冷却水运行。

4、查机组各轴承振动是否逐渐增大，根据情况进行处理，如振动值达到停机值时，应紧急停机。

5、如调整无效时，轴承温度达到紧停值执行紧停。

十四、机组振动大的事故处理预案

一、机组振动大现象：

1、机组振动增大画面报警发出

2、就地机组运行噪音增大.二、机组振动大处理：

1、应适当降负荷，查明原因予以处理，并汇报值长。

2、检查机组的润滑油压、油温是否正常。若异常及时调整。

3、检查轴瓦工作情况。若异常及时调整。

4、由于环境温度剧烈变化,降低机组负荷等措施

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第三章电气系统事故处理预案

一、变压器着火事故处理预案

一、变压器着火的原因：

在变压器着火前有故障或事故存在，或临近设备发生着火等情况。

二、变压器着火的处理：

1.立即分１４１、６４１断路器及１４１１刀闸，合上接地刀闸，并切掉所有电源。2.若变压器内部喷油着火，除切掉电源外，应打开变压器事故排油阀排油(使油面低于着火处)。

3.对变压器着火时应用灭火器、沙土等进行灭火，灭火时必须遵守《电气设备安全规程》的有关规定。

4.尽一切努力防止火灾蔓延。

5.汇报调度，并汇报主管部门领导及有关人员到现场。

二、厂用电失电事故处理预案

一、事故前运行方式：

机组各系统运行正常，辅机为正常运行方式，厂用电系统为正常运行方式。

二、厂用电失电故障有：

1、断路器故障，开关掉闸，备用电源未投入；

2、母线负荷故障，开关拒动造成保护越级掉闸，备用电源未投或投入复掉；

3、母线故障，保护动作，备用电源未投或投入复掉。

三、事故预案原则：

1、厂用电失电，不能盲目合厂变工作及备用开关。

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2、厂用电失电，如果主机保护跳闸，则按停机处理，确保设备安全停运。

3、厂用电失电，如果主机未跳闸，则尽可能维持机组运行，判明厂用电失电原因，联系检修处理。恢复无故障母线及负荷运行。

四、厂用电全部中断后的现象：

1、事故音响器响，简报和光字牌同时报警。

2、厂用电母线电压降到零。

3、所有运行的交流电动机均跳闸停运，各电动机电流指示回零。

五、厂用电全部中断的原因：

厂用电工作电源进线开关644（401）事故跳闸，备用电源进线开关905（402）未自投或自投不成功。

六、厂用电全部中断的处理：

1、厂用电全部中断按照正常停机处理。

2、确认直流系统由蓄电池带正常。

3、确认UPS切换至直流电源正常。

4、确认柴油发电机可以正常启动，首先恢复潜水泵带电。

5、查明备用电源未自投或自投不成功的原因，消除后尽快投入备用电源。

6、厂用电恢复后，将低压厂用电系统恢复正常运行方式，恢复潜水泵由低压厂用电带。

7、将直流系统、UPS系统恢复正常运行方式。

七、厂用电部分中断现象：

1、事故音响器响。

2、故障段母线电压指示为零。

3、故障段开关电流到零。

4、故障段上低电压保护投入的设备跳闸。

5、故障段上的运行设备跳闸后，其备用设备联启。

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八、厂用电中断预防措施：

1、加强防误管理及操作票质量监督。

2、定期校验保护装置定值及可靠性。

3、合理分配厂用电母线负荷。

三、直流母线接地事故处理预案

一、事故前运行方式：

直流系统正常运行方式，各测量表计、绝缘监察装置正常运行。

二、直流母线接地现象：

1、在DCS报警画面上“直流系统异常”信号发出。

2、直流母线上的绝缘监察装置发“母线接地”报警，接地极母线对地电阻值降低、对地电压降低。

三、直流母线接地处理：

1、电气值班员去就地检查，有无明显接地想象，查看直流母线正负对地电压。正负对地电阻，确证是哪组直流母线接地及接地极性。

2、先检查是否因新启动设备导致，如为新启动设备导致，将该设备切出，通知检修。

3、利用直流母线绝缘监察装置检查各支路的绝缘情况。

4、若直流馈线回路无“接地”故障，则可能发生在直流母线、充电器、蓄电池组或绝缘监察装置本身，可采用倒换，逐一停用办法查找。

5、查找出直流接地点时，运行人员及时通知检修人员处理。

6、查找接地时，应取得值长同意方可进行，瞬时切断直流电源，应先联系有关专责人员同意后方可进行。

7、对保护柜、自动装置柜直流电源采用瞬时停电法时，应设专人就地检查工作状态，有异常情况时及时进行汇报。

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8、查找直流接地时，要两个人操作，且时间不超过两个小时。同时整个过程应迅速，仔细，预防故障扩大。

9、查找直流接地选择顺序如下：

A：测量母线对地电压，判明接地程度和极性； B：选择当时有工作、存在设备缺陷、被淋湿的回路； C：选择信号回路； D：选择控制回路； E：选择直流母线上的设备。

四、110KV GIS装置拒动事故处理预案

一、1100KV GIS装置开关拒动原因分析：

1、SF6开关气压不足或漏气

2、储能机构故障

3、机械故障

4、控制回路、合闸回路故障

二、1100kV GIS装置开关拒动的事故处理

六氟化硫气体异常的处理:

1、当密度继电器发出报警信号时，应立即到就地查找泄漏间隔及泄漏部位,并及时通知检修人员到场,进行补气。

2、断路器SF6气体压力异常的处理:（1）SF6气体压力低信号发出后，应立即汇报，并通知检修人员。（2）对GIS设备进行检查，应在压力低闭锁操作以前，申请停电处理。（3）SF6气体严重泄漏时，检查人员到断路器处检查应注意防毒或采取防毒措施。

3、所有断路器在操作合闸时，如发生三相位置不一致现象，应立即手动拉开断

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运行事故处理预案汇编

路器。

4、当开关气压降低信号发出后，任何情况下，不应将开关合闸。当运行中开关发出压力低信号时应及时采取补压措施。

五、6.3KV开关拒动事故处理预案

一、6KV开关拒动的原因：

（1）、保护拒动；

（2）、保护出口压板未投；（3）、开关机构卡塞（拒动）；（4）、开关的操作机构动力不足；

（5）、控制回路有接地现象存在或二次保险熔断；（6）、直流系统发生接地（负极）；（7）、双跳闸线圈均烧坏；（8）、开关本身存在缺陷。

开关拒动后，相应的失灵保护将动作会造成大面积停电事故。

二、6.3KV开关拒动事故处理：

（1）如果是保护回路或控制回路故障导致开关拒动，及时联系电气维护人员检查回路，可以通过短接或跳线将开关跳闸，再详细进行检查处理。

（2）上述方法不能处理时，判断为开关内部故障时，应尝试用开关本体跳闸按纽跳开开关，开关跳开后，摇至试验位再详细进行检查处理。

（3）以上两条均不能使开关断开时，应将故障开关所在6.3KV母线停电后，再开关拉出检查处理。6.3KV母线停电后作好设备的事故预想，认真执行紧停规定。

（4）故障开关处理好后，必须检查五防功能完好，试验正常后方可送至工作位。

六、发电机出口PT断线或掉闸事故处理预案

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运行事故处理预案汇编

一、事故前运行方式：

机组正常带负荷运行，发电机出口电压互感器工作正常。

二、发电机出口PT断线或掉闸现象：

1、发电机电压、有功、无功显示降低、为零或不变。

2、发电机定子电流显示正常。

3、发变组保护装置PT断线信号显示。

4、发电机报警画面上发电压不平衡信号。

5、励磁调节器主、从方式可能切换。

三、发电机出口PT断线或掉闸原因：

1、发电机电压互感器故障。

2、电压互感器二次回路故障。

3、电压互感器一次保险熔断。

四、发电机出口PT断线或掉闸处理：

1、若发电机电压、有功、无功显示降低、为零则可能为机组PT故障，通知维护人员处理。

2、若励磁调节器主、从方式切换，从励磁调节器上检查相应的故障信息。

3、如果查明是由于PT一次保险熔断，应通知维护人员处理。断开该PT二次开关，将PT小车拉出（带绝缘手套、做好防护措施）。将一次保险更换，检查PT无异常后将PT送工作位，检查一次插头插好，合上二次开关。测量输出电压正常后将所退保护逐一投运，检查保护运行正常。

4、如为互感器故障，通知维护人员处理，同时运行人员加强监视。

七、全厂停电事故处理预案

一、事故前运行方式：

两台机组正常运行，110KV，6.3KV、380V系统及直流系统正常运行方式，辅机

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运行事故处理预案汇编

正常运行方式。公用系统按规定运行方式。

二、事故预想：

1、由于电厂内部的厂用电或其他主要设备故障，处理不当，导致机组全停，造成全厂停电。

2、由于城双线故障跳闸，导致两台机全甩负荷，造成全厂停电。

3、由于系统发生故障，两台机保护动作被迫停机，波及到厂用电系统正常供电，导致全厂停电。

4、运行人员及继电保护检修人员发生误操作，保护动作或重要设备（如主变、厂用母线）失电，处理不当故障扩大导致全厂停电。

上述原因引起的全厂停电都会导致：全厂两台机全甩负荷，发电机跳闸，主阀关闭，灭磁开关，厂用电开关，6.3KV，380V母线失电，辅机失电停转。

三、故障处理原则：

全厂停电事故往往由各种原因引起，虽然事故处理目的一样，但仍然视具体情况区别对待。

发生全厂停电后，运行人员应在值长统一指挥下进行处理，值长为现场总指挥，但应遵循以下原则：

1、尽快限制事故发展，消除事故根源，并消除对人身及设备的威胁。

2、优先保证港人潜水泵正常运行，确保安全停机。

3、优先恢复厂用电供电，尽量使失电的重要辅机首先恢复运行。

4、积极与调度联系，尽早恢复启备变外送电，及时安排机组启动。

四、故障处理：

1、系统故障造成城双线故障掉闸后，查看两台机的紧急停机动作情况。

2、若系统发生故障，110KV失去电压，发电机与系统解列，厂用6.3KV母线全部失电。

3、确证柴油发电机可以正常启动，保证潜水泵的正常运行。

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4、此时应根据需要及时就地进行操作关闭。操作完毕班长向值长汇报设备、系统恢复情况及存在的重大问题，做好厂用电源恢复后系统的启动准备。

八、直流系统失电事故处理预案

一、直流系统失电现象：

1、光字牌发“直流系统故障”信号。

2、LCD画面上直流系统单段电压到零。

3、失电母线段上充电装置电压到零。

4、可能发“励磁回路直流电源失电”、“保护装置故障”信号。

5、负荷开关母线PT发“控制回路断线”。

6、直流屏故障显示“装置故障”信号。

二、直流系统失电原因：

1、蓄电池组带母线运行时，出口保险可能熔断。

2、直流系统发生两点接地。

3、直流充电器掉闸，蓄电池出口保险熔断。

三、直流系统失电处理：

1、确认母线失压时，立即汇报值长；

2、立即拉开与失压母线所连接的刀闸、开关；

3、直流母线所带负荷发生相间或单相接地短路造成充电机掉闸，引起蓄电池保险过流熔断，造成母线失压时，检查各支路负荷有无明显故障，切除故障支路，恢复母线正常运行，将故障设备隔离，联系检修处理。

4、若充电器故障引起母线失压，应检查充电器交流电源是否正常，无明显故障可试送一次，如试送失败应退出故障充电器，将故障充电器隔离，联系检修处理。

5、若母线故障引起母线电压消失，退出故障母线。

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九、辅机油系统着火处理预案

一、辅机油系统着火事故现象：

1、主控室火警报警铃响。

2、巡检员现场发现着火。

二、辅机油系统着火汇报程序：

1、义务消防人员查看报警后，立即汇报值长（确认着火后）。

2、值长拨打119报火警，并讲清楚着火地点及着火物。

3、值长汇报厂值班领导和部值班领导。

4、值长通知相关人员救火。

三、救火时的注意事项及联系方法。

1、作为义务消防员的巡检人员，应为消防培训合格，能熟练操作灭火器。

2、应使用适合的灭火器材，既干粉灭火器、1211灭火器、或干沙。

3、在消防员到来前，义务消防员应该积极救火，厂消防员到达后，义务消防员就应撤离火场。

4、义务消防员灭火时，要注意安全，佩带必要防护用品。

5、值长对外联系及汇报应使用录音电话，互通姓名，并做好记录。

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第四章其它事故预案

一、防洪应急预案

根据四级水电厂所处地理位置，厂房高程和设计校核洪水位及洪峰流量，我厂根据机组运行情况制订汛期防洪预案：

1、成立以厂主要领导为首的防洪领导机构，配备电厂各种技术人员组成防洪领导小组。

2、备一台应急渗漏水泵、一台30KW柴油发电机和土铲畚箕、锄头、应急山体和边坡滑坡堵塞排洪沟急用。

3、确保汛期厂用电，主电源和备用电源，防止水淹厂房，保证通讯设备畅通，加强巡视进厂公路，及时清除山体滑坡，确保交通畅通。

4、加强对厂房、管理房后边坡的巡视，对有发现险情及时处理和报告，并组织人员操作有关设备和撤离人员到安全地带。

5、对洪水位高于高程82.7m时，机组要连续带负荷运行，确保因洪水中泥沙入尾水坑，堵塞检修水泵进水口、顶盖排水管，致使机组无法运行的严重事故。

6、以对洪水超过厂房的校核洪水位91.2时，请示上级领导指示，得到批准后，应组织人员切断142断路器后通知调度，分163断路器，使110KV线路处于冷备用状态。分2#厂变断路器905，人工拉管理房变压器上端的进厂房电源的三组隔离刀，后把所有人员撤离到安全的地区。

风力发电机组的运行维护技术篇5

风力发电机组的运行维护技术

摘要：风力发电机是集电气、机械、空气动力学等各学科于一体的综合产品，各部分紧密联系，息息相关。风力机维护的好坏直接影响到发电量的多少和经济效益的高低；风力机本身性能的好坏，也要通过维护检修来保持，维护工作及时有效可以发现故障隐患，减少故障的发生，提高风机效率。

随着科技的进步，风电事业的不断发展。风能公司下属的达坂城风力发电场的规模也日益扩大，单机容量从30kW逐渐升至600kW，风机也由原来的引进进口设备，发展到了如今自己生产、设计的国产化风机。伴随着风机种类和数量的增加，新机组的不断投运，旧机组的不断老化，风机的日常运行维护也是越来越重要。现在就风机的运行维护作一下探讨。

一．运行

风力发电机组的控制系统是采用工业微处理器进行控制，一般都由多个CPU并列运行，其自身的抗干扰能力强，并且通过通信线路与计算机相连，可进行远程控制，这大大降低了运行的工作量。所以风机的运行工作就是进行远程故障排除和运行数据统计分析及故障原因分析。

1．远程故障排除

风机的大部分故障都可以进行远程复位控制和自动复位控制。风机的运行和电网质量好坏是息息相关的，为了进行双向保护，风机设置了多重保护故障，如电网电压高、低，电网频率高、低等，这些故障是可自动复位的。由于风能的不可控制性，所以过风速的极限值也可自动复位。还有温度的限定值也可自动复位，如发电机温度高，齿轮箱温度高、低，环境温度低等。风机的过负荷故障也是可自动复位的。

除了自动复位的故障以外，其它可远程复位控制故障引起的原因有以下几种：

（1）风机控制器误报故障；

（2）各检测传感器误动作；

（3）控制器认为风机运行不可靠。

2．运行数据统计分析

对风电场设备在运行中发生的情况进行详细的统计分析是风电场管理的一项重要内容。通过运行数据的统计分析，可对运行维护工作进行考核量化，也可对风电场的设计，风资源的评估，设备选型提供有效的理论依据。

每个月的发电量统计报表，是运行工作的重要内容之一，其真实可靠性直接和经济效益挂钩。其主要内容有：风机的月发电量，场用电量，风机的设备正常工作时间，故障时间，标准利用小时，电网停电，故障时间等。

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风机的功率曲线数据统计与分析，可对风机在提高出力和提高风能利用率上提供实践依据。例如，在对国产化风机的功率曲线分析后，我们对后三台风机的安装角进行了调节，降低了高风速区的出力，提高了低风速区的利用率，减少了过发故障和发电机温度过高故障，提高了设备的可利用率。通过对风况数据的统计和分析，我们掌握了各型风机随季节变化的出力规律，并以此可制定合理的定期维护工作时间表，以减少风资源的浪费。

3．故障原因分析

我们通过对风机各种故障深入的分析，可以减少排除故障的时间或防止多发性故障的发生次数，减少停机时间，提高设备完好率和可利用率。如对150kW风机偏航电机过负荷这一故障的分析，我们得知有以下多种原因导致该故障的发生，首先机械上有电机输出轴及键块磨损导致过负荷，偏航滑靴间隙的变化引起过负荷，偏航大齿盘断齿发生偏航电机过负荷，在电气上引起过负荷的原因有软偏模块损坏，软偏触发板损坏，偏航接触器损坏，偏航电磁刹车工作不正常等。又如，在对Jacobs系列风机控制电压消失故障分析中，我们采用排除实验法，将安全链当中有可能引起该故障的测量信号元件用信号继电器和短接线进行电路改造，最终将故障原因定位在过速压力开关的整定上，将该故障的发生次数减少，提高了设备使用率，减少了闸垫的更换次数，降低了运行成本。

二．维护

运行分析发电厂机组事故及异常运行处理总结篇6

本网讯（通讯员胡正发摄影报道）鸭溪电厂2号机组主变压器于2005年6月投运，随着运行时间的延长，春季出现速动油压继电器漏油现象。为确保2号机组的安全稳定运行，避免非计划停机，损失负荷电量，厂里组织攻关小组，现场对2号机组主变压器精心分析和判断。

主变油压继电器是变压器油箱压力继电的保护装置，利用油箱内运行造成的动态压力增速来判断，超过警示范围加以动作的装置。油压增长速度越快，动作越迅速。由于油压波在变压器油中的传播速度极快，所以速动油压继电器反应灵敏，动作精确，迅速发出信号并切断电源。如果在变压器上安装速动油压继电器，一旦内部发生恶性短路故障，可防止油箱爆炸。

经过攻关小组细致探讨、分析，确定漏油的原因是速动油压继上腔和下腔之间的密封垫老化造成，通过速动油压继电器与主变本体相连接的50mm蝶阀进行隔离后，继电器将不再出现漏油现象。判断正确后，在保证人身安全的前提下，该厂安排电热检修部检修人员对主变压器进行隔离，更换密封垫，解决速动油压继电器漏油，消除主设备的安全隐患。

运行分析发电厂机组事故及异常运行处理总结篇7

1 PT运行异常情况

2012年1月21日6时42分, 某发电厂1号机组保护屏基波零序电压定子接地保护动作, 1号发电机出口开关跳闸, 灭磁开关跳闸, 故障录波记录动作时机端电压Ua为49 V, Ub为61 V, Uc为70 V, 中性点零序电压Un为14 V (整定值为12 V, 1.5 s) , 初步判断1号发变组20 k V侧系统U相发生接地故障。

在机组检查过程中, 发现U相电压互感器柜内有轻微绝缘材料烧焦异味, 其本体存在发热现象, 外观无异常。为尽快诊断干式PT情况, 查明机组跳闸原因, 在实验室内开展了试验分析。该PT型号为JDZX16-20, 额定电压为20 k V, 额定二次电压下励磁电流为0.34 A, 二次绕组分别为1a1n、2a2n和dadn。

2 试验分析

对PT进行了绝缘电阻测量、直阻测试和励磁电流测量等试验项目。为减小直流电阻测量时干式PT内外温度不一致对测试结果产生的影响, 试品置于试验场地30 h后进行试验, 试验环境温度为8℃, 相对湿度为22%。

2.1 绝缘电阻测量

对PT进行测量时, 一次绕组对二次绕组及地的绝缘电阻大于50 000 MΩ;二次绕绕组之间及二次绕组对地的绝缘电阻均大于2000 MΩ。

2.2 直流电阻测量

在PT直流电阻试验时, 环境温度为8℃, 为了便于偏差比较分析, 将测试数据换算到了出厂试验的温度, 试验及出厂数据, 如表1所示。

2.3 励磁电流测量

对PT测量时, 分别在1a1n和2a2n两个二次绕组上进行干式PT的励磁电流测量, 试验接线如图1所示[2]。试验时从二次侧施加励磁电压, 当电压示值很低时, 两个绕组的励磁电流都非常大, 测量数据如表2所示。

从表2可知, 对PT施加电压很小 (1.55 V) 时, 二次绕组电流测量很大 (4.0 A) , 严重超出允许值[3,4,5], 所以未继续升高电压。

3 故障情况分析

3.1 故障综合诊断

从表2中1a1n和2a2n的励磁数据可以看出, 故障后的PT在额定励磁电压的2.7%左右时, 励磁电流已超出额定励磁电流11.8倍, 高压侧直流电阻比出厂试验报告小8.8%。结合现场检查情况, 可以诊断干式PT高压绕组存在匝间短路故障。为进一步确认诊断的正确性, 解体了PT, 发现该PT高压绕组里层靠近末端的固体绝缘介质有明显烧损现象, 证实了诊断结果。

根据保护动作、现场检查和试验解体等情况分析可知, 本次跳闸由U相PT匝间绝缘故障引起。位于里层的一次绕组, 温升相对较高, 散热条件最差, 由于绝缘材料存在质量不良或工艺缺陷, 导致绝缘材料热老化加剧, 绝缘强度降低, 最终发生层间和匝间局部短路。短路匝内产生较大环流, 使局部温度继续升高, 导致绝缘强度进一步下降, 使匝间和层间短路继续发展, 引起发电机机端U相电压降低, 机端三相电压不平衡。随着匝间短路的发展, 当发电机中性点处零序电压达到基波零序定子接地保护动作定值后, 保护动作。

3.2 处理措施

针对本次故障和电厂运维检修情况, 为防止类似故障再次发生, 提出如下措施:

1) 对本次故障中, 同厂家、同型号的发电机保护和测量用干式PT全部进行更换, 建议选择绝缘耐热等级为F级的产品。

2) 建议重新设计PT与一次侧熔断器的配合, 降低一次熔断器的额定电流, 并在运行规程中加入PT断线处理方案。

3) 空载电流测量和交流感应耐压是检测PT匝间绝缘缺陷的有效方法, 在今后发电机保护和测量用PT的检修试验中, 宜增加PT空载电流测量项目, 必要时进行交流感应耐压试验。

4) 加强对电压互感器的巡视检查和发变组三相电压平衡性的监视力度及重视程度。

3.3 匝间短路等值电路分析

以下结合本次故障从电路上定性分析单相PT的匝间短路。将PT高压绕组分为两部分, 总匝数为N匝, 一部分设为B匝, 另一部分为N-B匝, 结构正常的单相PT两部分串联, 结构示意图如图2所示。PT正常运行时等值电路与降压变压器相同, 忽略绕组的电阻, 将电抗归算至高压侧, 如图3所示。

为便于定性分析, 引入, 即

式中:X1为正常结构高压侧绕组的等值电抗;N为高压绕组的总匝数。

B匝的电抗为

N-B匝电抗为

式中:X2为低压绕组的等值电抗;Xm为激磁阻抗。

当PT发生B匝短路时, N-B匝等值电抗为X'N-B, 短路的B匝等值电抗为X'B, PT电路等效模型与一个绕组接地的三绕组变压器相同。由于PT内部漏磁分布已经改变, 因此短路前后XB≠X'B, XN-B≠X'N-B, 短路后各部分等值电抗具体大小与短路后对原漏磁分布的畸变程度等因素有关。假设短路前后XB=X'B, XN-B=X'N-B, 未短路匝和短路匝的变比K= (N-B) /B, 则结合式 (1) , 短路匝电抗X'B归算到高压侧为

等值电路如图4所示。

对于单相PT, 激磁阻抗Xm较大, 计算入端电抗时可忽略, 图4的匝间短路等值电抗Xeq为

短路匝数和短路位置等因素会改变PT原漏磁分布, 从而影响等值电抗。在绕组匝数相同的情况下, 中部出现短路时电抗值最小[6], 情况最不利。从式 (3) 可以看出, 当未发生匝间短路时, Xeq=∞;当N/2匝短路时, Xeq=X1;当N匝绕组全部短路时, Xeq=0, 此时和单相绕组对地金属性短路情况相同。由此可见, 随着短路匝数的增多, 等值电抗迅速减小, 引起故障相高压侧电流大幅度增加, PT电压降低, 导致机端一次电流和电压不平衡, 在二次侧保护系统上表现的形式和单相接地故障相同, 从本次故障和文献[7]中的故障情况均可以验证。

4 结论

1) 通过干式PT试验, 诊断出PT故障为高压侧绕组匝间短路, 解体后证实了诊断结果的正确性。

2) 从PT匝间短路故障等值电路分析可知, 随着匝间短路的发展, 在继电保护系统上可产生与单相接地相同的故障形式。

参考文献

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[2]印华, 吴高林.GIS用电磁式电压互感器现场感应耐压方法的改进[J].高压电器, 2010, 46 (4) :101-102.YIN Hua, WU Gaolin.The improved method for inductive voltage endurance test of potential transformer used in GIS[J].High Voltage Apparatus, 2010, 46 (4) :101-102.

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[6]欧小波, 汲胜昌.基于“场—路”耦合有限元分析法的变压器短路电抗仿真的研究[J].高压电器, 2010, 46 (3) :59-63.OU Xiaobo, JI Shengchang.Simulation of transformer short-circuit reactance with FEM by coupling magnetic field with electric circuit[J].High Voltage Apparatus, 2010, 46 (3) :59-63.

电容器运行异常与事故的处理篇8

【关键词】电力电容器；电压稳定；电能质量

1.引言

电力电容器是电力系统中重要的设备之一，在电力系统运行中，通过对电容器的投入切换来补偿电力系统的无功功率，提高系统电压从而减少运行中损耗的电能，达到提高功率因数的目的。长期运行的经验告诉我们，并联电容器作用，能补偿电力系统无功功率，提高负载功率因素，减少线路的无功输送提高电网的输送能力，减少功率损耗改善电力质量，以及提高设备率用率。串联电容器补偿线路电抗、改善电压质量，减少线路阻抗，提高系统稳定性和增加输电能力。电容器在运行过程中会因自身或者系统工况运行天气等原因，导致电容器出现渗漏油、外壳膨胀变形、电容器“群爆”等故障，若查不出电容器故障原因，系统中有带病运行的电容器将对系统的安全运行将造成严重威胁。因此，对电容器运行故障进行分析处理显得至关重要。

2.电力电容器的种类

电力电容器的种类很多，按电压等级分，可分为高、低压两种；按相数分，可分为单相和三相；按安装方式分为户内式与户外式；按所用介质又可分为固体介质与液体介质两种。固体介质包括电容器纸、电缆纸和聚丙烯薄膜等，液体介质包括电容器油、氯化联苯、蓖麻油、硅油、十二烷基苯和矿物油。无论哪种电容器都是全密封装置，密封不严，则空气、水分和杂质都可能侵入油箱内部，电容器进水后就会造成绝缘击穿，缺油进入空气会使绝缘受潮、老化，其危害极大，因此电容器是不允许渗漏油的。

3.影响电力电容器运行的因素

3.1 电容器运行的电压

电容器的无功功率、发热和损耗正比于其运行电压的平方。长期过电压运行会使电容器温度过高，加速绝缘介质的老化而缩短电容器的使用寿命甚至损坏。

在运行过程中，由于电压调整、负荷变化或者分合闸操作等一系列因素引起系统的波动会产生过电压，电容器的连续工作电压不得大于1.05倍的额定电压。最高运行电压不得超过10%的额定电压。但是不能超过允许过电压的时间限度。

3.2 电容器运行的温度

电容器的运行温度过高，会加速介质的老化影响其使用寿命，甚至会引起电容介质的击穿，造成电容器的损坏。

可见，温度是保证电容器安全稳定运行和正常使用寿命的重要条件之一。

因此，运行中必须始终确保电容器工作在允许温度内，按厂家规定一般电容器运行的环境温度不应高于零上40度，或低于零下40度。

3.3 电容器运行的电流

电容器运行中的过电流，除了由过电压引起的工频过电流外，还有由电网高次谐波电压引起的过电流。

所以，通常在电容器的设计中，最高不应超过额定电流的1.3倍，运行中的电容器三相电流应基本平衡，不平衡电流不宜超过5%，可超出额定电流的30%，长期运行10%是允许工频过电流，另外的20%则是给高次谐波电压引起的过电流所留的。

4.常见的电容器故障

4.1 电容器发出异响

电容器是一种无励磁结构的静止电器。正常情况下，电容器运行是无任何声响的。当电容器发生内部故障时，会产生发电的声音及其它异常声响，此时应立刻停运检查。

4.2 电容器外壳膨胀变形

当电容器长期处于过电压或者过电流运行时，由于内部绝缘击穿放电及介质分解出大量游离气体，会使密封的电容器外壳内部压力骤增，从而导致外壳鼓起变形，这是电容器产生故障的征兆，此时必须予以重视并及时更换处理。

4.3 电容器渗漏油

这是电容器最常见的故障现象，一般是由于电容器自身质量问题、缺乏运行维护所导致的。电容器出现漏油现象应特别注意其运行状况，定期试验，条件允许应尽早更换新的电容器。

4.4 电容器运行温度过高

电容器在长时间过压过流运行时，室内通风条件差，常常会引起电容器运行温度过高，环境温度不得超过正负40度，此外，电容器内部介质老化、绝缘击穿等故障也会导致电容器运行温度升高。

运行中若室内环境温度正常，电容器温度仍处于高温状态，则电容器应立刻停运，待试验检查无误后方可运行。

4.5 电容器绝缘子闪络放电

电容器绝缘子表面过脏或有裂纹的时候，会有闪络放电现象。此时应及时对电容器进行检查清扫。

4.6 电容器爆炸

当电容器内部元件或者外部绝缘出现严重的缺陷时，电容器会因内部释放很大的能量而爆炸，这是最严重电容器的故障。

5.电容器故障的处理

5.1 遇到下列故障之一者，应立即停用电容器组，并报告调度，联系相关人员进行处理：

（1）电容器接头严重过热或电容器外壳示温蜡片熔化；

（2）电容器套管发生破裂并有闪络放电；

（3）电容器严重喷油或起火；

（4）电容器外壳膨胀变形或严重漏油；

（5）三相电流不平衡超过10%以上；

（6）电容器内部有异常声响；

（7）集合式电容器已看不见油位，压力出现异常。

5.2 当电容器熔断器熔断后，应立即向调度员汇报，待取得调度员同意更换熔断器后，拉开电容器的断路器和隔离开关，同时对其进行充分放电，并做好有关安全措施。检查电容器套管有无闪络痕迹，外壳是否变形、漏油，接地汇流排有无短路现象等，最后用绝缘电阻表（摇表）检查电容器极间和极对地的绝缘电阻值是否合格，若未发现故障现象，就可换上符合规格的熔断器后将电容器投入运行。

如果送电后熔断器仍熔断，则应拆出故障电容器，为了确保三相电容值平衡，还应拆出另外两项的非故障相的部分电容。再拆除对地安全保护措施，然后恢复电容器组的供电。

5.3 电容器断路器跳闸（熔断器未熔断）。电容器开关跳闸后应检查断路器、电流互感器电力电缆及电容器外部情况，若无异常现象，可以试送一次。否则应该对保护做全面通电试验，如果还查不出原因，就需要拆开电容器联线逐相逐个检查试验。未查明原因之前不得再试送。

5.4 电容器爆炸、起火断路器而跳闸时，首先断开隔离开关将电容器组退出运行。

5.5 自动投切的电容器组，当发现自动装置失灵时，应将其停用，改为手动同时报告给有关部。

5.6 母线失压时，联切未动作或无联切装置时，应该立即用手动将电容器组退出运行。

5.7 电容器本身温度超过制造厂家的规定时，应该将其退出运行。

5.8 电容器着火及引线发热。电容器着火时首先断开电容器电源，并在离着火的电容器较远一端进行放电，经接地后确保安全情况下用干粉灭火剂等灭火。运行中的电容器引线如果发热至暗红，则必须立即退出运行，避免事故扩大。

6.处理电容器故障时应注意的安全事项

在处理电容器故障时，运行人员必须注意以下事项：

（1）因事故变电站全部停电时，首先应该先拉开电容器断路器，后拉各路出线断路器；恢复时顺序相反。

（2）并联电容器组断路器跳闸后，不准强送；保护熔丝熔断后，查不出熔断原因前，不准更换熔丝送电。

（3）并联电容器组，禁止带电荷合闸；电容器组再次合闸时必须在分闸3min之后进行。