发电机异常和事故处理.docx
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发电机异常和事故处理
1.1发电机异常和事故处理
1.1.1发电机跳闸
1.1.1.1现象:
1)发变组出口开关跳闸,灭磁开关跳闸,厂用电工作电源开关跳闸,备用电源开关自投;
2)发电机有功、无功、定转子电压、电流表计到零;
3)DCS上发变组出口开关,灭磁开关,厂用电工作电源开关位置指示跳闸;
4)汽机跳闸。
1.1.1.2原因:
1)发变组保护动作跳闸;
2)机、炉保护动作跳闸;
3)升压站出线故障引起发电机过流等越级跳闸;
4)人为误触、误碰、误操作造成跳闸。
1.1.1.3处理:
1)检查灭磁开关是否跳闸,如未跳闸,应手动灭磁。
检查确认汽轮机跳闸;
2)检查6kV母线备用电源自动切换是否成功,如不成功则按厂用电失去处理;
3)如保安段失电,检查柴油发电机的自启动情况,若柴油发电机未启动,则在保安段工作电源开关均已跳闸情况下手动启动柴油发电机,恢复保安段供电;
4)检查汽轮机交流润滑油泵、密封油泵运行情况,如无法运行应及时启动直流油泵;
5)监视汽轮机转速及OPC、超速保护动作情况,观察主汽门及调速汽门关闭情况,防止汽轮机超速;
6)加强锅炉压力监视,若锅炉超压,检查安全阀应动作,否则手动打开电磁安全阀,防止超压。
1.1.2发电机过负荷
1.1.2.1现象:
1)发电机定子三相电流、转子电流超过额定值;
2)“发电机对称过负荷”报警;
3)发电机定子线圈、定子冷却水出水温度升高;
4)发电机氢气温度升高;
5)发电机对称过负荷保护定时限部分动作于减负荷,反时限部分动作于跳闸。
1.1.2.2原因:
1)AVR异常造成发电机定子过电流;
2)强励动作造成发电机定子过电流;
3)发电机机端电压过低,造成发电机额定功率运行时电流超限;
4)DCS、DEH控制系统调节异常,使发电机过负荷;
5)功率信号异常引起发电机过负荷;
6)系统振荡。
1.1.2.3处理:
1)在事故情况下,允许发电机定子、转子线圈短时间过负荷运行。
过负荷与时间的关系见下表:
表5-5定子电流过负荷与时间关系表
定子额定电流标么值
2.17
1.69
1.5
1.39
1.32
1.27
允许时间(秒)
10
20
30
40
50
60
表5-6励磁过负荷与时间的关系表
额定励磁电压标么值
1.12
1.25
1.46
2.08
允许时间(秒)
120
60
30
10
2)正常情况下,电压不低而发电机过负荷:
a)应减少励磁电流,使定子电流降低到允许值以内,但应注意监视发电机进相运行时相关参数应在正常范围内(如发电机出口电压、厂用电母线电压、发电机线圈温度等)。
如减小励磁电流不能使定子电流降到正常值,应申请减有功负荷;
b)若自动励磁调节器故障引起,则励磁装置将自动切到备用调节器运行,否则应切至手动方式运行;
c)若因励磁调节器故障引起发电机跳闸,则按发电机事故跳闸处理,否则应打闸停机。
3)发电机强励动作引起的过负荷,运行人员在10秒内不得干涉。
10秒后强励动作结束,应控制励磁电流在1.05倍额定值以下,并对励磁系统和发电机出口封闭母线进行检查。
另外,还应监视机组轴系振动,以及相邻发电机的电流、电压和500kV系统电压情况;
4)若DCS、DEH控制系统调节异常,应立即将CCS切除,手动降低负荷至正常值,并联系维护人员查找原因;
5)发电机事故过负荷运行时,要密切注意发电机冷却系统及各部分温度不超过规定值,若超过应及时降低发电机负荷,使温度降低到规定值以内;
6)应加强对机组轴系振动及轴承温度的监视。
1.1.3发电机三相电流不平衡
1.1.3.1现象:
1)发电机三相电流显示偏差大,发电机负序电流或零序电流指示增大;
2)“发电机不对称过负荷”报警;
3)汽轮发电机组振动异常增大;
4)发电机不对称过负荷保护定时限部分动作于报警,反时限部分动作于跳闸。
1.1.3.2原因:
1)电网发生不对称短路;
2)断路器非全相运行;
3)系统内有大容量的单相负荷;
4)发电机本身内部故障。
1.1.3.3处理:
1)检查测量表计是否正确;
2)发电机定子三相电流不平衡时,只有同时满足下列条件,才允许长时间运行。
否则应降低负荷,直到满足下列条件:
a)持续的不平衡电流值(最大相与最小相电流差值)应不大于额定值8%;
b)任何一相定子电流不得大于额定值;
c)机组各部振动不超过允许值。
3)当发电机负序电流超过允许值时,应通过减无功或有功方法来降低负序电流在许可值以下。
当发电机负序电流不超过允许值且定子每相电流均不超过额定值时,允许发电机连续运行;
4)如不平衡值是由系统引起,应立即向调度汇报,设法消除;
5)发电机在不平衡电流期间,应加强对铁芯温度、氢温和机组振动的监视,并控制冷、热氢温度不大于规定值;
6)降无功时应注意监视发电机出口电压、厂用母线电压在允许范围内。
1.1.4发电机PT断线
1.1.4.1发电机PT1断线
1)现象:
a)发电机PT断线报警;
b)发电机有、无功负荷指示降低或至零;
c)定子电压指示降低或为零,三相电压指示不平衡,频率指示异常;
d)机组负荷显示值降低,实际负荷可能增加;
e)“励磁系统故障”报警;
f)“发电机保护A柜装置故障”报警。
2)处理:
a)加强对发电机定子电流、转子电流、电压表计的监视;
b)保持机组负荷稳定,加强对机、炉有关热力参数的监视;
c)如果励磁调节器运行在1通道,则检查自动切至2通道运行;如果通道没有切换,则手动切换至2通道运行。
如果励磁调节器运行在2通道,则发1通道故障报警;
d)汇报值长,申请退出发变组保护A柜内相应保护压板。
同时通知维护协助处理;
e)如二次小开关跳闸,检查无明显故障,立即试送一次,不成功不得再次强送,应联系维护人员检查处理,正常后合上PT1二次小开关;
f)如一次熔断器熔断,将熔断相的PT1小车拉至检修位置,对PT1一次熔断器进行测量,更换熔断的保险,将PT1小车恢复运行;
g)检查故障报警消失,汇报值长,投入所退出保护压板;
h)同时应做好记录,做好电量计量。
1.1.4.2发电机PT2断线
1)现象:
a)发电机PT断线报警;
b)“励磁系统故障”信号发;
c)“发电机保护B柜装置故障”报警。
2)处理:
a)检查励磁电压调节器自动切换至备用通道稳定运行且正常;
b)汇报值长,申请退出发变组保护B柜内相应保护压板,同时通知维护协助处理;
c)如二次小开关跳闸,检查无明显故障,立即试送一次,不成功不得再次强送,应联系维护人员检查处理,正常后合上PT2二次小开关;
d)如一次熔断器熔断,将熔断相的PT2小车拉至检修位置,对PT2一次熔断器进行测量,更换熔断的保险,将PT2小车恢复运行;
e)检查故障报警消失,汇报值长,投入所退出保护压板。
1.1.4.3发电机PT3断线
1)现象:
a)发电机PT断线报警;
b)“发电机保护A柜装置故障”报警;
c)“发电机保护B柜装置故障”报警。
2)处理:
a)汇报值长,申请退出发变组保护A、B柜内相应保护压板。
同时通知维护协助处理;
b)如二次小开关跳闸,检查无明显故障,立即试送一次,不成功不得再次强送,应联系维护人员检查处理,正常后合上PT3二次小开关;
c)如一次熔断器熔断,将熔断相的PT3小车拉至检修位置,对PT3一次熔断器进行测量,更换熔断的保险,将PT3小车恢复运行;
d)检查故障报警消失,汇报值长,投入所退出保护压板。
1.1.5发电机CT回路故障
1.1.5.1现象:
1)测量用CT回路故障时,定子电流、有功、无功等指示可能降低或为零。
有功、无功电度表异常;
2)AVR用CT回路故障时,AVR输出异常;
3)“发变组电流回路断线”信号报警;
4)保护用CT回路故障时,保护将闭锁;
5)故障处有火花及放电声,故障CT本身有异音或冒烟、着火。
1.1.5.2处理:
1)测量用CT回路故障时,机组负荷不得调整;
2)调节用CT回路故障时,检查AVR自动调节正常,否则按停机处理;
3)保护用CT回路故障时,将该回路所带保护停用;
4)通知维护人员检查处理,处理中应采取必要的安全、技术措施;
5)影响负荷调节时应切除CCS控制方式;
6)运行中无法处理时,应申请停机处理。
1.1.6发电机振荡或失步
1.1.6.1现象:
1)“发电机失步”、“发电机失磁”信号可能发出,发电机可能跳闸;
2)发电机有功、无功、电流剧烈摆动并超过正常值;
3)发电机与各母线上电压表指示摆动并低于正常值;
4)发电机转子电压、电流表在正常值附近摆动;
5)发电机发出有节奏的轰鸣声,与表计摆动合拍;
6)失步发电机指示与邻机指示摆动方向相反且幅度大,发电机同步振荡,发电机表计与系统表计摆动一致。
1.1.6.2原因:
1)发电机失磁或欠励磁;
2)系统发生故障;
3)系统稳定破坏。
1.1.6.3处理:
1)若发电机保护动作跳闸,按发电机事故跳闸处理;
2)若机组保护(失步)没有动作跳闸,应采取下列措施:
a)若自动励磁调节装置在自动方式,应注意监视励磁动作方向是否正确、励磁电流是否异常、发电机出口电压是否超限,同时适当降低发电机的有功负荷;
b)若自动励磁调节装置在手动方式,应尽可能增加励磁电流,必要时降低部分有功负荷,以创造恢复同步的有利条件;
c)采取上述措施后仍不能恢复同步,及时汇报调度。
3)根据参数指示变化情况判断本厂是否有机组失步,若因本厂发电机失磁引起系统振荡,如失磁保护拒动时,应紧急停机;
4)振荡过程中系统发生故障,电压降低强励动作时,运行人员不得干涉,10秒钟内自动降到允许值。
强励动作后须对发变组回路进行检查。
1.2励磁系统的异常及事故处理
1.2.1励磁系统温度异常
1.2.1.1现象:
1)“励磁变压器温度高”、“励磁装置温度高”报警;
2)励磁系统部件温度指示高。
1.2.1.2原因:
1)励磁变压器风扇故障或风道堵塞;
2)整流柜风机故障或整流柜跳闸;
3)环境温度高;
4)励磁电流大。
1.2.1.3处理:
1)整流柜风机故障,应自动切换至备用风机,若备用风机也有故障,则该整流桥跳闸,此时应联系维护检查处理。
若停运整流柜超过2台,应退出机组强励;
2)若励磁变压器风扇故障或风道堵塞应及时联系处理;
3)环境温度高应采取措施加强通风;
4)励磁电流大,在电压允许范围内尽量降低发电机励磁电流,确保励磁系统各部分温度在极限范围以内。
1.2.2励磁调节装置(AVR)异常
1.2.2.1现象:
1)“发电机励磁系统故障”、“AVR限制器动作”、“励磁PT故障”等报警;
2)“励磁变压器温度高”、“AVR装置温度高”报警;
3)励磁系统部件温度指示高;
4)发电机无功异常波动;
5)发电机定子电压、励磁电压、励磁电流异常波动;
6)发电机电压调节切到手动控制方式。
1.2.2.2原因:
1)AVR自动调节器失灵;
2)发电机出口PT断线;
3)发电机励磁系统可控硅熔断器熔断;
4)发电机励磁系统可控硅桥风扇坏;
5)整流柜风机故障;
6)励磁变压器风扇故障或风道堵塞;
7)环境温度高;
8)励磁电流大;
9)励磁一点接地;
10)AVR交、直流电源消失或电压回路断线。
1.2.2.3处理:
1)在DCS中退出AVC;
2)励磁调节器在自动方式下,发电机无功波动大时,应通过改变发电机电压,调整发电机励磁,使无功稳定在正常值,同时联系维护人员检查AVR装置,并汇报调度,必要时切为另一组调节器运行;
3)励磁调节器在手动方式下,负荷变化时,应加强无功监视调整,保证发电机电压、无功在正常范围内;
4)励磁电流大时应进行调整,使其各部分温度在规定内;
5)当发电机转子发出一点接地信号后,汇报有关领导,汇同维护人员对接地系统进行检查。
在处理过程中要防止人为两点接地,无法消除时应尽快向调度申请停机处理;
6)AVR交、直流电源消失或电压回路断线,应确认AVR装置工作正常并设法消除;
7)可控硅熔断器熔断时,应确认熔断数量,功率整流装置并联支路数为5,当有1支路退出运行时,能满足发电机强励和1.1倍额定励磁电流运行的要求;当有2支路退出运行时将启动发变组保护,跳发电机;
8)励磁变压器风扇故障或风道堵塞应联系处理,环境温度高应取采措施加强通风。
1.2.3过激磁(V/f)超限
1.2.3.1现象:
1)AVR综合报警信号发;
2)发变组过激磁(V/f)报警信号发;
3)发变组过激磁(V/f)保护动作,发变组跳闸。
1.2.3.2原因:
1)汽轮机未满3000r/min前误加励磁或解列时汽轮机跳闸后,灭磁开关未断开;
2)机组突然大幅度甩负荷;
3)系统低周波运行;
4)励磁调节器故障;
1.2.3.3处理:
1)发电机满速前误加励磁或解列后灭磁开关未断开时应立即断开灭磁开关;
2)当运行中发电机V/f超限报警,经确认后应立即将AVR切手动方式运行,降低发电机无功;
3)若因发电机出口电压高引起,适当降低发电机电压;
4)若保护动作跳闸,应检查主变、发电机及其励磁回路有无异常现象,当重新启动时应零起升压。
1.2.4发电机碳刷打火
1.2.4.1现象:
1)发电机励磁电流、电压可能发生波动;
2)就地检查发电机碳刷有打火现象;
3)测量发电机碳刷温度存在过热情况。
1.2.4.2原因:
1)部分碳刷磨损严重,与滑环接触不良;
2)各碳刷的电流分配不均匀;
3)碳刷和刷辫、刷辫和刷架间的连接松动,发生局部火花;
4)弹簧失去弹性使碳刷与滑环接触不良;
5)使用碳刷型号不符合要求或更换的碳刷型号不一致。
1.2.4.3处理:
1)及时联系维护人员处理;
2)可适当降低发电机励磁电流,减小打火程度,同时应加强发电机出口电压、厂用母线电压的监视,防止因降励磁造成电压过低而引发其它故障;
3)处理碳刷打火过程中应加强对碳刷系统全面测温,掌握发热情况;同时应对其周围空间进行含氢量测试,防止发生漏氢着火情况发生;
4)碳刷着火严重时,应及时拔出碳刷,拔碳刷时应佩戴绝缘手套并站在绝缘垫上。
1.3厂用电系统的异常运行及事故处理
1.3.1厂用电系统事故处理的有关规定:
1.3.1.1当发电机与系统解列后,应检查厂用电自动切换成功;若切换失败,检查工作电源进线开关确已断开,并手动合上备用电源。
1.3.1.2母线保护动作后,若不能确认母线无故障点时,不得向母线送电。
1.3.1.36kV母线失电后,用备用电源开关恢复母线送电前,应就地检查母线工作电源开关及所有负荷开关在断开,特别是检查母线工作电源开关在断开,防止用启备变向发电机冲击送电,引起事故扩大。
1.3.1.4母线失电原因若是操作引起,可立即恢复母线送电。
1.3.1.5任一段6kV母线失电后,在确认母线无故障的情况下,优先采用备用电源开关对母线恢复送电。
1.3.1.6事故范围涉及脱硫及公用相关负荷时,应及时通知辅机运行等相关人员。
1.3.2厂用电母线失电主
1.3.2.1厂用电母线全部失电主要现象:
1)事故报警,部分照明灯灭;
2)汽轮机跳闸、锅炉MFT、发变组解列;
3)厂用6kV、380V母线电压指示为零;
4)所有交流电机电流指示至零,备用交流电机不联动;电动门操作不动;
5)汽轮机及小汽轮机直流润滑油泵,发电机直流密封油泵自启动;
6)锅炉安全门、电磁泄放阀达到定值动作;
7)柴油发电机自启动;
8)脱硫系统失电,FGD跳闸。
1.3.2.2厂用电母线部分失电主要现象:
1)DCS“厂用电工作电源开关××事故跳闸”、“××母线低电压”声光报警;
2)失电母线辅机跳闸,备用辅机联启;
3)失电母线所属的380VPC、MCC母线失电,备用电源开关自投;
4)现场部分照明失去。
1.3.3厂用电母线失电主要原因:
1.3.3.1厂用电母线全部失电主要原因:
1)发变组保护动作跳闸,6kV厂用备用电源自投不成功;
2)6kV厂用工作电源与备用电源同时故障,或者工作电源故障时启备变在检修状态;
3)500kV升压站两条出线先后故障跳闸升压站失电;
4)500kV升压站单线路运行时线路故障跳闸升压站失电。
1.3.3.2厂用电母线部分失电主要原因:
1)备用电源开关控制回路故障;
2)母线故障。
1.3.4厂用电全部中断处理
1.3.4.1处理:
1)检查确认发变组出口开关、灭磁开关、厂用工作电源开关确已跳闸,备用电源开关未自投,厂用电确已失去,在DCS上复位跳闸开关;
2)立即检查汽轮机及小汽轮机直流油泵,直流密封油泵是否自动启动,否则应手动启动;检查汽轮机、小汽轮机润滑油压、油氢差压正常,注意UPS及220V直流母线电压的变化情况;
3)检查柴油发电机自启动情况及保安段供电是否正常,若柴发未自启,应查明原因手动启动,恢复保安电源系统运行。
恢复汽轮机及小汽轮机交流润滑油泵及交流密封油泵运行,停运汽轮机及小汽轮机直流润滑油泵,直流密封油泵;
4)检查确认汽轮机及小汽轮机跳闸,转速下降,立即破坏真空紧急停机,确认高中压主汽门、调门、高排逆止门、各抽汽逆止门已关闭,高压缸通风阀开启;
5)厂用电失去后循环水中断,应注意关闭机组疏水;
6)关闭炉前燃油进、回油手动门,检查确认燃油系统无泄漏,炉内无火,否则应关闭漏油油枪前手动截止门;
7)检查制粉系统的风门、挡板位置正确,检查空气预热器运行情况,维持其转动状态(若辅助电机亦不能投入运行,应进行手动盘车);
8)厂用电中断后,应加强对炉水泵电机腔室温度的监视,必要时在恢复启动前测绝缘;
9)如果全厂厂用电失去是因为升压站失电造成,应首先联系调度,并派人就地检查升压站设备情况及保护、故障录波情况,尽快恢复500kV升压站设备运行。
500kV升压站设备恢复运行后,检查6kV母线工作电源开关及母线上各负荷开关在断开位,确认母线及所属回路无故障,备用电源正常,尽快用备用电源恢复失电母线运行,同时检查厂用备用电源未自投原因。
恢复所属PC、MCC运行,检查直流充电器及UPS运行正常;
10)根据设备状况恢复因失电所停运的系统和设备;
11)按正常开机步骤进行锅炉吹扫点火、汽轮机冲转、发电机并网。
1.3.4.2注意事项:
1)交流油泵启动后应及时停止直流油泵运行,防止造成220V直流母线电压过低;
2)厂用电源恢复后,在恢复负荷时应有序进行,防止因过负荷、低电压造成厂用电再次失电,同时加强各母线电压监视;
3)加强监视汽轮机润滑油、密封油系统压力,汽轮机转速到零时及时投入连续盘车;
4)加强发电机氢压监视,防止发电机漏氢着火;
5)当排汽温度小于50℃或排汽温度与循环水温度之差小于30℃时,可恢复循泵运行。
启动循泵之前应确认其密封冷却水正常;
6)确认火检冷却风机仍在运行,否则应迅速恢复;
7)检查报警信号及保护信号,确认厂用电备用电源开关未自投原因。
1.3.5#3(4)机组单机厂用电全部中断事故处理
1.3.5.1检查发电机出口开关及灭磁开关确已跳闸,并复位上述开关。
1.3.5.2检查厂用电工作电源开关63101、63202、60301(64101、64202、60402)已跳闸并复位;检查备用电源开关63105、63206、60303(64105、64206、60404)未合闸,厂用电失去。
1.3.5.3检查柴油发电机启动正常,若保安段供电正常,立即启动汽机交流辅助油泵、顶轴油泵运行;检查发电机密封油泵运行正常;检查UPS及直流系统运行正常。
1.3.5.4若保安段失电,立即启动主机直流事故润滑油泵、密封油直流事故油泵、小机直流事故油泵,检查其运行正常。
同时查找保安段失电原因,若柴油发电机未启动应手动开启,若某一保安段柴油机电源开关未自投,在确认该母线无故障的情况下,应手动合闸,然后恢复UPS及直流系统的正常运行方式。
1.3.5.5检查失电6kV母线的所有负荷开关已跳闸,否则手动断开,检查循泵出口蝶阀关闭正常。
1.3.5.6汽机转速到零时,及时投入连续盘车。
1.3.5.7监视压缩空气系统运行情况,确认#3(4)机侧空压机运行正常。
1.3.5.8检查报警信号,检查厂用电备用电源63105、63206、60303(64105、64206、60404)开关未自投原因。
1.3.5.9检查工作电源开关63101、63202、60301(64101、64202、60402)在分位,各段母线上所有高压辅机开关在分位。
确认6kV3A、3B(4A、4B)、6kV公用A、B段母线及所属回路无故障,用备用电源开关63105、63206、60303(64105、64206、60404)分别向厂用各段母线送电,恢复所属PC、MCC,通知辅控人员,按需要启动辅机。
1.3.5.10将380V汽机及锅炉保安段由柴油机电源开关供电恢复至工作电源开关供电。
检查UPS及直流系统运行正常。
1.3.5.11厂用电系统恢复后,当排汽温度小于50℃或排汽温度与循环水温度之差小于30℃时,可恢复循泵运行。
启动循泵之前应检查其密封冷却水正常。
1.3.5.12循环水系统恢复运行后,相继恢复开、闭式水、发电机定子冷却水系统运行。
1.3.6厂用电6kV部分中断
1.3.6.1现象:
1)事故报警,DCS内出现相关的报警信息;
2)故障段母线电源开关跳闸,备用电源开关未自投或自投不成功,母线电压指示到零;
3)故障段母线运行辅机跳闸,6kV备用辅机自启动;
4)对应失压380VPC母线联络开关自投,备用辅机自启动;
5)RB动作;
6)MFT可能动作;
7)柴油发电机可能启动。
1.3.6.2处理:
1)如锅炉发生MFT、机组跳闸,则按MFT及机组跳闸处理;若机组未跳闸,锅炉未灭火时,应立即投油助燃,稳定锅炉燃烧,维持炉膛负压正常;
2)机组发生RB时,CCS方式如未自动切至TF方式,则应手动切至TF方式,投油助燃稳定机组参数,防止跳机;
3)检查6kV电源中断母线对应的380VPC、MCC段切换是否成功,否则立即拉开失压母线段工作电源开关,合上联络或备用电源开关;同时注意保安段母线工作情况,如失压应检查柴油发电机自启及供电正常,保安段供电正常后,检查相应UPS及直流系统运行正常;
4)检查空气预热器运行情况,维持其转动状态;
5)检查备用辅机联启成功,否则手动启动,跳闸辅机应复位;
6)检查确认辅机各润滑油泵至少一台仍在运行,若上述油泵未运行,可手动启动一次;
7)如失压母线是因为工作电源开关跳闸、快切装置未动作:
a)查明6kV备用电源正常,根据保护动
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