反事故措施方案

反事故措施方案

反事故措施方案 篇1

锅炉反事故技术措施

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河南 中州铝厂#6锅炉供热工程 锅炉反事故技术措施 编制目的

为了保证国电濮阳热电机组的试运顺利进行，贯彻“安全 中州铝厂#6锅炉供热工程 锅炉反事故技术措施 的规定。

4.5 严禁违章指挥，冒险蛮干。5 防止重大事故发生的措施

5.1 防止锅炉灭火放炮的措施

5.1.1 锅炉门、孔应完整，关闭严密，冷灰斗水封水位应保持正常，以减少冷风漏入炉内。

5.1.2 在锅炉启动和试运中，BMS系统的所有联锁和保护均全部投入，并确保其动作可靠。应保证热控仪表、保护电源、给粉机电源和备用电源可靠，防止失去给粉机电源造成锅炉灭火。应保证仪表及信号正确，点火程控及灭火保护装置应投入，不得擅自退出保护。

5.1.3 锅炉点火前期应注意观察油枪雾化情况，正常情况为雾化良好，火焰形状完全、不分散，颜色呈金黄，炉膛内无黑烟、无油滴，发现火焰形状不好或发暗有黑烟，应分析其原因进行处理，如调整燃油压力、风量等。

5.1.4 加强煤场管理，对煤质定期化验，煤质变化时应及时通知运行人员，并做好记录，针对煤种、煤质变化，雨天煤湿，低负荷运行以及新机组性能未掌握等不利情况下，应及时投油助燃。

5.1.5 若投粉不着，应立即停止给粉机，抽粉5分钟后检查投粉条件是否满足，查明原因，并消除后方可准备再次投粉。

5.1.6 投粉时要保证炉内燃烧工况良好，投粉后应相应调整风量，使煤粉燃烧充分。煤粉应对角或层投入，尽可能避免同层缺角运行，同层给粉机给粉量要保持一致。

5.1.7 锅炉首次断油，应在负荷＞70%额定负荷时进行，为了保证安全，停油时应逐角停止。

5.1.8 保证制粉设备。给粉机、送、引风机运行稳定可靠，发现问题及时处理。5.1.9 注意监视炉膛负压的变化情况和炉内燃烧工况，在启、停油枪和给粉机以及启动制粉系统时，更应注意监视炉膛内燃烧情况。

5.1.10增减负荷时，如手动操作，增负荷时应注意先加风后加煤，减负荷时先减煤后减风，调整要均匀，不可大幅度调整风量和燃料量。

5.1.11注意火检系统、火焰电视是否正常，观察炉内燃烧情况良好，火焰无偏斜。5.1.12定时吹灰，防止炉膛结焦。若发现结焦，应及时进行吹灰，并做及时的燃烧调河南 中州铝厂#6锅炉供热工程 锅炉反事故技术措施

整。燃烧不佳时，严禁吹灰。5.1.13保持合适的煤粉细度。

5.1.14燃烧不稳，炉膛负压波动大时，应精心调整燃烧，一旦发现炉膛灭火，应立即切断所有燃料，按照规程进行处理，MFT动作停炉和再次点火前要求对炉膛进行吹扫，严禁采用“爆燃法”点火。5.2 防止制粉系统自燃爆炸措施

5.2.1 检查制粉系统防爆门设计和安装是否符合要求，要加强防爆门检查和管理工作，防爆门应有足够的防爆面积和规定的强度，粉仓密封要严密，减少空气漏入。

5.2.2 设计、安装中，消除可能积粉的死角。

5.2.3 运行中维持磨煤机出口温度不超过规定值，煤粉不可过细。5.2.4 制粉系统消防设施处于良好备用状态。

5.2.5 制粉系统停运前应将内部煤粉抽空，磨煤机出口温度降到60℃以下，方可停止排粉机。

5.2.6 运行中，磨煤机再循环门不宜关的太小，并要求定期开大吹扫10～15分钟。5.2.7 发现漏粉时，应及时处理，漏出的煤粉应清理干净，以降低煤粉浓度，大量放粉或清理煤粉时，应杜绝明火，防止粉尘爆炸。5.2.8 要坚持执行定期降粉制度和停炉前粉仓烧空的规定。

5.2.9 制粉系统发生异常时，要按照规程进行处理，严禁违章指挥，冒险蛮干。5.2.10吸潮管要保证畅通，吸潮门好用，运行和停炉后均要监视煤粉仓温度，发现问题及时采取措施。5.2.11保证风门挡板联锁正常。

5.2.12给粉机停运后要将一次风管吹扫干净。

5.2.13当一次风管发生堵粉时，应及时吹扫，若堵粉已自燃时，禁止吹扫，并隔绝风源，待积粉燃尽后再行处理。5.3 防止尾部受热面二次燃烧措施

5.3.1 锅炉启动前，全部吹灰器及吹灰汽源系统应吹扫调试完毕，确保所有吹灰器均能投入运行，5.3.2 锅炉点火投粉后受热面吹灰每天白班一次，运行初期可根据情况加强吹灰。5.3.3 调整好燃烧，防止尾部受热面积粉和油垢，油枪堵塞时，要及时清理，保证雾河南 中州铝厂#6锅炉供热工程 锅炉反事故技术措施

化质量和配风良好，不冒黑烟，煤粉细度要保证在要求范围内，给粉机转速平稳，下粉均匀。

5.3.4 制粉系统投入时，要保证三次风进入炉膛后着火良好。

5.3.5 油、煤混燃时要调整好配风，保证燃烧充分，并尽量缩短油煤混燃和低负荷运行时间。

5.3.6 运行中应严格监视烟、风温度变化。

5.3.7 应注意烟道各段差压变化，如差压值非正常增大，则应检查是否有堵塞现象并及时处理。

5.3.8 如果发现烟气温度急剧升高，各种现象表明为烟道二次燃烧时，应立即停炉，停止向炉膛供给煤粉，停止送、吸风机，严密关闭烟气和空气挡板及烟道上的门孔，只有确认二次燃烧已被彻底熄灭时，才能启动引风机，逐渐开启挡板，抽出烟气，待冷却后，对烟道内受热面全面检查。5.4 防止省煤器爆管措施

5.4.1 运行中应尽可能保持给水流量和温度稳定，避免给水猛增猛减。5.4.2 在点火时应及时开启省煤器再循环门。

5.4.3 当锅炉在运行中发生灭火而不能立即点火时，应保持一定的给水流量，在不向炉内进水情况下，及时开启再循环门，低负荷时不允许采用间断给水的方法。5.4.4 保持合格的给水品质，防止省煤器腐蚀和其他腐蚀。

5.4.5 省煤器管损坏时，应尽量维持汽包水位，如水位不能维持，事故可能扩大时，则应立即停炉。5.5 防止锅炉水冷壁爆管措施

5.5.1 锅炉上水时，上水速度和水温应符合要求，启动升压升温或升负荷速度及停炉时冷却和放水要符合规程要求，严禁超标。5.5.2 运行时负荷变化要平稳，以防水循环破坏。

5.5.3 调整好燃烧，保证火焰无偏斜，无刷墙现象，炉膛水冷壁上结渣时，应及时清除，并防止大渣掉落砸坏冷灰斗水冷壁。

5.5.4 保证汽包水位变化在±50mm范围内，防止水位过低使水循环恶化。5.5.5 保证给水和炉水水质符合规定。

5.5.6 保证水冷壁膨胀自由，无卡涩现象，当膨胀受阻时，应停止升温、升压，待故障消除后，方可继续升温升压。

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5.6 防止过热器爆管措施

5.6.1 调整好燃烧，减小炉膛出口烟气温度场和速度场偏斜，燃烧器要对称运行，使火焰中心适中，煤粉细度不可过粗。

5.6.2 加强给水、炉水及蒸汽品质的检查化验，减少蒸汽带盐量。5.6.3 加强对过热器管壁温度的监视，如温度较高应及时调整。5.6.4 保证吹灰器可靠好用，加强吹灰。5.7 防止锅炉满水措施

5.7.1 保证水位计指示准确，定期校对。

5.7.2 运行人员应加强监视，给水压力不可过高。小流量进水时，不可将给水调节阀全开而反复大幅度调整勺管位置。

5.7.3 事故放水门试验好用，水位保护能正常投入。

5.7.4 给水自动调节性能应良好，一旦自动失灵时，应切为手动操作。

5.7.5 若发现水位过高时，应减少给水量，开启事故放水门，注意汽温变化,当汽温快速下降时,应立即停机;如严重满水时，应立即停炉，继续放水，严密监视水位，当水位放至正常水位时，关闭放水门，事故原因清除后，根据情况决定是否重新启动。5.8 防止锅炉缺水措施

5.8.1 保证水位计指示准确，定期校对。

5.8.2 运行人员应加强监视，给水压力不可过低。小流量进水时，不可将给水调节阀全开而反复大幅度调整勺管位置。

5.8.3 给水自动调节性能应良好，一旦自动失灵时，应切为手动操作。5.8.4 确认备用给水泵可靠和联锁正确，滤网及时清理。

5.8.5 如带负荷过程中出现水位过低加强给水无效时，应快速减负荷直至水位正常。5.9 防止过热器超温措施

5.9.1 启动时，蒸汽流速较低，应严格控制屏式过热器各点壁温及其前部烟温，初期限制燃烧率不能太大，为保护过热器对空排汽应保持较大开度。5.9.2 保持各段受热面进出口汽温尽可能接近设计值。

5.9.3 调整好燃烧，尽可能减少炉膛出口烟气温度和流速偏差，当受热面超温时，可采取合理的配风方式（如上大下小配风），降低火焰中心位置，必要时，使火焰适当下倾一定角度。

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5.9.4 调节风量，保持炉膛出口氧量在3～6%，应尽可能减少炉膛及烟道漏风。5.9.5 尽量保持给水温度在设计值运行，如需切除高加运行时，作好措施以避免汽温大幅度上升，必要时应适当降低负荷运行。

5.9.6 定期检查炉内结渣情况，水冷壁结渣时应及时清除。5.9.7 加强水冷壁吹灰。

5.9.8 调整好减温水量和烟气挡板开度。5.9.9 电厂运行人员经培训合格，方可上岗。

反事故措施方案 篇2

1.1 主变压器油温过高时

当变压器的油温升高到超过许可限度 (强迫油循环风冷的变压器不得超过85度, 自然循环的变压器不宜经常超过85度, 最高不得超过95度) 时, 应做如下检查:

a.检查变压器的负荷及油温, 并与以往同样负荷及冷却条件相比较。

b.检查温度计本身是否失灵。

c.检查散热器是否打开, 冷却装置是否正常。

若以上均正常, 油温比以往同样条件下高出10度, 且还在继续上升时, 则可判断变压器内部有故障如铁芯发火或匝间短路等。铁芯发火可能是涡流所致, 或夹紧用的穿芯螺丝与铁芯接触, 或矽钢片间的绝缘破坏。此时, 差动保护和瓦斯保护不动作。铁芯发火渐发展引起油色逐渐变暗, 并由于发火部分温度很快的上升致使油的温度渐升高, 并达到发火点温度, 这是很危险的, 若不及时切除变压器, 就有可能发生火灾或爆炸事故。因此, 应立即报告上级, 将变压器停下, 并进行检修。

1.2 主变压器漏油和着火时

当变压器大量漏油而使油位迅速下降时, 禁止将重瓦斯保护改为只作用于信号。因油面过低 (低于顶盖) 没有重瓦斯保护动作于跳闸, 会损坏引线绝缘。有时变压器内部有咝咝的放电声, 且变压器顶盖下形成了空气层, 就有很大的危险, 所以必须迅速采取措施, 阻止漏油。变压器着火时, 首先应将其所有开关和隔离开关拉开, 并将冷却系统停止运行。若是顶盖上部着火, 应立即打开事故放油阀, 将油放至低于着火处, 同时要用1211灭火器、二氧化碳、四氯化碳泡沫、干粉灭火器等灭火, 严禁用水灭火, 并注意油流方向, 以防止火灾扩大而引起其它设备着火。

1.3 主变压器保护动作时

a.瓦斯保护动作时的处理。瓦斯保护根据事故性质的不同, 其动作情况可分为两种:一种是动作于信号, 并不跳闸;另一种是两者同时发生。轻瓦斯保护动作, 通常有下列原因:因进行滤油、加油和启动强迫油循环而使空气进入变压器;因温度下降或漏油致使油面缓慢低落;因变压器轻微故障而产生少量气体;由于外部穿越性短路电流的影响;因直流回路绝缘破坏或接点劣化引起的误动作;引起重瓦斯保护动作跳闸的原因, 可能是由于变压器内部发生严重故障, 油面剧烈下降或保护装置二次回路故障;在某种情况下, 如检修后油中空气分离的太快, 也可能使重瓦斯保护动作于跳闸。发生瓦斯信号后, 首先应停止音响信号, 并检查瓦斯继电器动作的原因。如果不是上述原因造成的, 则应立即收集瓦斯继电器内的气体, 并根据气体的多少、颜色、是否可燃等, 来判断其故障性质。轻瓦斯保护动作是, 可根据气体分析, 若属内部故障, 应汇报上级, 将变压器退出运行, 进行处理。若是由于带电滤油、加油而引起的, 则主变可继续运行。

b.差动保护动作时的处理。变压器差动作跳闸后, 应做如下检查处理:检查变压器本体有无异常, 检查差动保护范围内的瓷瓶是否有闪络、损坏, 引线是否短路;如果变压器差动保护范围内的设备无明显故障, 应检查继电器保护及二次回路是否故障, 直流回路是否有两点接地;经以上检查无异常, 应在空载试送一次, 试送后又跳闸, 不得再送;如果是因继电器或二次回路故障、直流两点接地造成的误动, 应将差动保护退出运行, 将变压器送电后, 再处理二次回路故障及直流接地;差动保护及重瓦斯保护同时动作是变压器跳闸时, 不经内部检查和试验, 不得将变压器投入运行。

c.定时限过电流保护动作时的处理。当变压器由于定时限过电流保护动作跳闸, 首先应解除音响, 然后详细检查有无越级跳闸的可能, 即检查各出线断路器保护装置的动作情况。

2 变压器故障预防措施

2.1 预防变压器绝缘击穿

a.防止水及空气进入变压器。套管顶部将军帽, 储油柜顶部, 套管升高坐及其连管等处必须良好密封。必要时应进行检漏实验, 如已发现绝缘受潮, 应及时采取相应措施。强迫循环变压器在投运前, 要启动全部冷却设备使油循环, 停泵排除残留气体后方可带电运行。防止安装和检修过程中在冷却器或油管中残留的空气进入变压器。对大修后的变压器应按制定说明书进行真空处理和注油, 进油速度等均应达到要求。装设有载跳压开关的油箱要同时抽真空, 并与变压器本体油箱同时达到相同的真空度, 避免开关油箱渗油。当气体继电器发出轻瓦斯动作信号时, 应立即检查气体继电器, 及时取气样检验, 以判明气体成份, 同时取油样进行色谱分析及时查明原因并排除。应定期检查呼吸器的油封, 油位是否正常, 切实保证畅通, 干燥剂保持干燥, 有效。停止时间超过6个月的变压器在重新投入运行前, 应按预试规程要求进行有关试验。定期加强潜油泵, 储油柜的密封监测。如发现密封不良应及时处理。

b.防止异物进入变压器。如发现异物较多, 应进一步检查处理;要防止净油器装置内的硅胶进入变压器。应定期检查滤网和更换吸附剂。潜油泵应采用耐磨性能好的E级轴承, 要求轴承转速不大于1000r/mi, 潜油泵运行中如出现过热、振动、杂音及严重渗油等异常时, 应安排停止运行。变压器内部故障跳闸后, 应切除油泵, 避免故障产生的游离碳金属微粒等异物进入变压器非故障部位;加强定期检查油流继电器指示是否正常。检查油流继电器挡板是否损坏脱落。

c.防止变压器绝缘损伤。检修需要更换绝缘件时, 应采用符合制造厂要求, 检验合格的材料和部件, 并经干燥处理;变压器运行检修时严禁蹬踩引线和绝缘支架。

d.防止变压器线圈温度过高, 绝缘劣化或烧损。当变压器有缺陷或绝缘出现异常时, 不得超过规定电流运行, 并加强运行监视;强迫油循环变压器冷却器冷却器全停时, 变压器允许带额定负荷运行20分钟;定期检查冷却器的风扇叶片应平衡, 定期维护保证正常运行, 对震动大, 磨损严重的风扇电机应进行更换。

e.防止过电压击穿事故。在投切空载变压器时, 中性点必须可靠接地;变压器中性点应装设两根与主接地网不同地点连接的接地引下线, 且每根接地引下线均应符合热稳定要求

f.防止工作电压下的击穿事故。大修更换绝缘部件或部分线圈并经干燥处理后的变压器应进行局部放电试验;运行中的变压器油色谱异常, 怀疑设备存在放电性故障时, 进行局部放电试验。

g.防止保护装置误动/拒动。变压器的保护装置必须完善可靠, 严禁变压器及变压器高/中/低压侧设备无保护投入运行;气体继电器应安装调整正确, 定期实验, 消除因接点短路等造成的误动因素, 变压器应装设故障录波器, 变压器各侧后备保护应由不同的直流电源供电, 防止因故失去直流时, 造成后备保护全部瘫痪, 长时间切不断故障并扩大事故的后果。

2.2 预防措施

a.预防铁芯多点接地和短路故障。

b.预防套管事故。

c.预防引线事故。

d.防止分接开关事故。

e.预防绝缘油劣化。

f.预防变压器短路损坏事故。

g.提高直流电源的可靠性, 防止因失去直流电源而出现保护拒动。

h.防止变压器火灾事故。

参考文献

变电站反事故演练要点分析 篇3

关键词：变电站；反事故演练；要点

中图分类号：TM743 文献标识码：A 文章编号：1674-7712 （2014） 06-0000-01

近些年来我国突发的自然灾害现象十分频繁，例如08年的南方强降暴雪，10年初的北方强降暴冰雨，还有7月份的全国普降大雨甚至是特大暴雨，这些自然灾害对电力系统的安全运行会造成很大的问些，因此变电站所面临的考验就显得更加艰巨。但是由于变电站事前对可能发生的灾害进行了周密的布置，各项抢险措施到位、责任到位，使得每次灾害来临时，相应的抢险救灾任务都能克服各种困难高效圆满地完成。

一、进行变电站反事故演练的要点

进行变电站反事故演练的目的是为了在出现大面积停电或者其他突发事故的情况下，相关的管理运作人员能够进行相应的事故应急处理，进行相互协调配合，从而提高其实际工作的能力和应变的能力。这有利于日后出现类似事故时，相关的工作人员可以及时、准确、迅速地采取相应措施，防止事态的进一步扩大，将事故的故障点隔离开来，使电网能够在最短时间内恢复正常工作。

二、变电站反事故演练的流程

在进行反事故演练前，要先开一个动员会，并收集全体员工对于演练的意见，从而提高他们对反事故演练的认识。变电站站长和技术培训员要将员工对于反事故演练的一些错误观念和模糊认识澄清，防止出现演练仅仅只是走走形式的错误思想，使演练能够真正落到实处。同时要使员工充分认识到进行反事故演练的重要性，带动他们的积极性，使全体员工能够迅速进入到演练前的临战状态。

随后还要认真制定反事故演练的题目和具体的实施步骤。变电站的站长和技术培训员经过共同商讨后，综合考量上期下发的事故公报、公司制定的相关事故技术措施计划来进行题目的制定。同时还要结合变电站本身运行的方式和工作人员平均的技术水平，考虑目前有可能发生的事故现象来进行考虑。还有当前的供电任务和天气状况也应该纳入考虑之中。题目应该具有针对性和实用性。同时为了使演练的效果能够突出，在进行演练前应该对题目进行严格的保密，因为演练的目的就是为了考核人员对突发事故的应变能力，综合分析后对他们进行相应的培训。因此只有对题目进行保密，才能使演练的效果具有真实性，其中暴露出的问题才具有参考价值，这样即便以后出现类似的突发事故，工作人员也能及时有序地采取相关措施，而工作人员的能力也能在一次次的反事故演练中不断得到提高。

在具体安排反事故演练的步骤时，要注意以下几个方面：

首先要将参与的人员进行严格的分组，以便事后进行分析，一般包括：组长、成员、兼调度、被演练人员、协助人员、导演、监护人。

同时要对事故前的运行方式有一个总的了解，避免因为事故演练而对变电站的运行造成麻烦。

注重演练过程，对演练过程的每一个环节进行相应的记录，以便事后进行分析。

事故故障点的设置应该在正式演练前就已经完成，同时为了考察的全面性，充分体现工作人员在事故处理时考虑问题的方式和采取措施的应变能力，因此事故故障点的设置不能过于简单，不能将其放在很容易发现的地方。事故故障点的内容应该标注在一块标示牌上，并且应该放在演练发生事故的设备旁边。

但听到号令之后演练正式开始，所有的被演练人员应该根据出现的事故现象进行相应的处理工作。事故现象一般包括了两个方面，其中一个是关于室内的二次设备，主控室和保护室也包含在其中。主控室包括了辅助监控系统后台机显示的各种故障后所发生的信息，声音告警信息等。保护室包括了事故单元的保护屏测控屏故障信息和事故报告，声光信号和相关的保护屏测控屏故障信息和事故报告，声光信号，故障录波器事故报告等等。在进行事故现象的安排时要力求做到真实准确，将可能出现的所有问题都表现出来，这需要跟相关的单位进行同意协商。

在进行事故的处理时，首先班长要命令值班人员将故障发生的时间准确记录下来，然后带领其他工作人员检查相应的监控系统和信号动作情况，并且将主要的情况记录下来，并将开关把手复位。然后让主值班员和另一名工作人员前往现场进行设备的具体查验，同时要做好相应的防护措施。同时值班班长要和另一个工作人员去对保护动作的情况进行检查，并将各个装置出现的故障写成报告，记录相关的信息。

值班班长将两次设备记录下的内容进行综合的整理，向上级进行第一次的汇报调度。在进行汇报调度时，必须言语清晰、准确，简明易懂，具有一定的逻辑性。在主值班人员检查完毕后，要及时返回向值班班长进行现场情况的汇报，然后值班班长再次向上级进行现场情况的汇报调度。

反事故演练到这里时，就需要等待上级调度指挥进行事故的处理。这时候应该将事故的具体情况简单明了地汇报给相关部门，方便其更好地掌握现场状况，进行正确地指挥。根据上级调度进行操作或者按照非调度管辖的设备应该进行的操作来处理事故。

在处理完毕后，恢复对非故障设备的送电，按照由高压到低压的顺序进行，先给系统送电，然后对变电所进行送电。将故障设备的安全措施处理好，等待专业的维修队伍进行故障消缺。消缺工作完成后进行相关的验收，然后拆除安全措施使其恢复原先的运行。

随后对整个演练事故进行相应的资料整理、记录整理、日志整理，为日后提供相应的擦考。组长对整个演练进行考评和总结，站长组织全站人员进行分析总结，找出问题总结经验，从而提高人员的业务水平。

三、结束语

反事故的演练必须严格按照变电站的相关规定进行，在完成后及时总结经验，使其能够起到真正的效用。

参考文献：

[1]郑新才，刘成伟，秦三营.电网综合反事故演练仿真系统[J].电力自动化设备，2009（05）：145-149.

锅炉反事故技术措施（本站推荐） 篇4

1、前言

在新建机组试运行中，由于安装刚刚完工且调试临近结尾，运行人员尚未完全掌握机组的运行特性。一些异常情况难免发生，因此为了机组能够安全、顺利地试运、移交生产，就机组在试运中常发生的一些事故，列举出事故现象，并简述其原因。具体处理办法参照运行规程。

2、事故处理原则 2.1事故处理原则

2.1.1 发生事故时,操作人员应沉着冷静，根据表记指示及外部现象特征，迅速正确地判断和处理事故。

2.1.2 事故处理过程，运行人员应在值长、班长的指挥下，以司炉为主进行处理，在值长、班长未到之前应按事故处理规程和现场实际情况进行正确处理。

2.1.3 事故处理时如不危及人身及设备安全时，应尽量维持锅炉机组的运行。

2.1.4 交班时发生事故，应以当班运行人员为主处理，接班人员协助处理，事故处理完毕后方可接班。

2.1.5 事故处理后，应将事故发生的详细情况记录在产班记录本上并汇报有关领导。

2.2事故停炉的条件及处理

2.2.1遇到下列情况之一时,应紧急停炉 2.2.1.1 锅炉缺水，水位在汽包水位计中消失时； 2.2.1.2 锅炉满水，水位超过汽包水位计上部可见水位时； 2.2.1.3 所有水位计损坏无法监视水位时； 2.2.1.4 炉管爆破，威胁设备及人身安全时；

2.2.1.5 燃料在烟道内发生二次燃烧，使排烟温度不正常升高时； 2.2.1.6 汽水管道爆破，威胁设备及人身安全时。2.2.2紧急停炉的处理

2.2.2.1 按下事故停炉按纽或停止送风机,切断进入炉膛的所有燃料,复位各跳闸设备开关,关小吸风机挡板保持负压-100Pa左右，并通知电气停止电除尘电场运行。

2.2.2.2 如果烟道内发生二次燃烧，应立即停止引风机，关闭烟道风道内的所有挡板。

2.2.2.3 关小或关闭减温水，监视汽温变化，关小或停止给水（严禁严重缺水时向炉内上水），保持正常水位。

2.2.2.4 通风5~10分钟后，将引风机挡板关闭，停止引风机；若炉管爆破待蒸汽排净后再停止引风机。

2.2.2.5 其它操作按正常停炉进行，将事故的情况汇报值长及有关领导并详细做好记录。

2.2.3遇到下列情况之一时,应及时报告值长申请停炉,停炉时间应由生产厂长或总工程师决定,并视情况按正常停炉步骤处理.2.2.3.1 炉管(水冷壁省煤器过热器管等)发生泄漏时.2.2.3.2 锅炉汽温或过热器壁温超过允许值,经调试或降低负荷仍不能恢复正常时。

2.2.3.3 汽水品质严重低于规定标准，经处理仍未恢复正常时。2.2.3.4 锅炉严重结焦难以运行时。2.2.3.5 所有安全门全部失灵时。

2.2.3.6 烟道内积灰严重，虽经提高引风机出力和采取吹灰措施仍无法维持炉膛负压时。

3、锅炉本体事故 3.1

锅炉满水

现象：汽包水位超过高Ⅲ值+300mm并且继续上升，高水位信号灯亮，间响报警。给水流量不正常大于蒸汽流量，严重时汽温下降较快，蒸汽管道发生水击，蒸汽含盐量增加过热蒸汽导电度增大。

原因：给水门故障，自动失灵，负荷突然变化等多方面原因。运行人员监视不够，控制不当也是一方面原因。

处理：运行人员应认真监盘，时常对照汽水流量，给水流量，上下部水位计指示是否正确一致。解列给水自动，关小给水调节门，开启事故放水门。3.2锅炉缺水

现象：所有水位计指示都低，并且继续下降，低水位信号灯亮，间响报警。给水流量小于蒸汽流量，主汽温度直线升高。

原因：运行人员操作不当、监视不够，自动失灵，给水门故障，锅炉水系统严重漏泄等。

处理：解列自动，开给水门，增加给水流量，如果给水压力低，启动备用泵。关闭所有放水门（包括排污门）3.3汽水共腾

现象：汽包水位剧烈波动，水位表摆动大，主汽温度急剧下降，蒸汽管道水击饱和蒸汽含盐量增加，导电度增加。

原因：给水或炉水质量不合格，没排污或排污不彻底加药量过多使炉内悬浮物增多，锅炉负荷骤增，汽水分离不佳。

处理：降低蒸发量，维持低负荷稳定，全开排污门，并开启事故放水（但此时注意控制好汽包水位），加强炉水分析，改善炉水质量。3.4水冷壁爆管

现象：汽包水位迅速下降，爆破时有响声，汽压、水压下降，炉膛正压，排烟温度下降，给水流量大于蒸汽流量。原因：焊接质量，水冷壁材质不合格等原因。

处理：加大给水流量，维持汽包水位，如维持不住，停炉。3.5过热器爆管

现象：蒸汽流量不正常，小于给水流量，过热器附近有漏泄声，严重时炉膛正压，过热器温度差大，漏泄侧烟温降低。

原因：焊接、材质不合格，过热器蛇形管水塞或其它杂物堵塞。水冷壁结焦。处理：停炉。3.6省煤器爆管

现象：给水流量不正常的大于蒸汽流量，漏泄严重时，炉外能听到喷水声音排烟温度下降，炉膛正压，汽包水位不易维持。原因：焊接质量，管材不合格等等。

处理：如不又能维持运行，请示有关人员，停炉。3.7锅炉汽水管道水击

现象：管道振动有冲击声，给水压力摆动大。

原因：上水前空气未排净，给水泵运行不正常，给水温度变化剧烈，给水门两侧差压大，蒸汽管道未暖管、疏水不彻底。处理：排净空气，减小给水门前后差压，充分暖管、疏水。3.8锅炉灭火

运行人员在试运行期间注意监视，严禁在不明炉内着火情况时，投油助燃。在确定炉内灭火时，严禁一切燃料入炉，运行人员应迅速切断油和煤粉，同时开大送、引风机，对炉膛吹扫3-5分钟，待查明原因后，重新点火，严禁用爆燃法点火。3.9尾部烟道再燃烧

现象：尾部烟道烟温升高，热风温度升高。原因：油枪雾化不好；未燃尽的煤粉进入烟道。

处理：经检查确认发生烟道二次燃烧时，应立即停炉，停止引、送风机，关闭入口挡板，关闭风烟系统所有孔门及风门挡板。严重时可能危急到设备，应停炉。3.10锅炉结焦

现象：各受热面处烟气温度及蒸汽温度升高；燃烧器出口，凝渣管结焦，炉膛负压减小，烟道至引风机入口负压增大；炉膛温度升高；捞渣机内焦块增多，灰量减少。

原因：燃煤熔点低；风量不足，燃烧不好；热负荷过大，燃烧温度过高；煤粉过粗；燃烧器工作不正常；对蒸发受热面吹灰不及时，除焦不彻底。

处理：调整火焰位置，适当增加过剩空气量；及时清除焦渣；适当降低锅炉蒸发量；在炉膛内有不易清除的大块焦渣时，应及时停炉。4转动设备跳闸 4.1送风机跳闸

现象：送风机跳闸，排粉风机、磨煤机、给煤机、给粉机均跳闸；锅炉灭火，炉膛负压到头，汽温、汽压速降，水位先低后高。原因：电机或风机故障；电气人员误操作；误按事故按纽，厂用电故障。

处理：按锅炉灭火处理。4.2引风机跳闸

现象：引风机跳闸时，运行中的送风机、排粉风机、磨煤机、给煤机、给粉机全部跳闸；锅炉灭火，汽温、汽压、流量迅速下降，水位先高后低。

原因：电机或风机故障；电气人员误操作；误按事故按扭；厂用电故障。

处理：按锅炉灭火处理。4.3排粉机跳闸

现象：排粉机电流指示到零，磨煤机、给煤机跳闸；炉膛负压增大。原因：机械故障，电动机过负荷；电气故障或误操作；误按事故按扭。处理：报告值长，要求降低锅炉负荷运行；联系检修，电气人员检查处理。4.4磨煤机跳闸

现象：磨煤机电流到零；给煤机跳闸；磨煤机出口温度升高，系统风压减小。

原因：电气故障或误操作；高位油箱油位低，保护动作。

处理：通知热工、电气、检修人员检查处理，如故障消除后，可重新启动，确认大瓦油量充足且瓦温正常后方可启动；磨煤机跳闸后禁止强合。

5锅炉厂用电中断 5.1 6000V电源中断

现象：各转动设备跳闸；电压表电流表指示到零；锅炉蒸汽流量，汽压、汽温、水位急剧下降；热工仪表电源消失，指指示失常；事故报警器鸣叫；锅炉灭火。5.2

400V电源中断

现象：所有400V转动设备跳闸，事故报警，光字闪锅炉灭火。处理：立即手动关闭给水门、减温水门，控制好汽包水位及各风烟挡板，手动关闭制粉系统热风门，开启冷风门；汇报值长，做好点火前的准备工作，电源未恢复前按正常停炉处理，电源恢复后，在值长统一指挥下，重新点火，恢复锅炉正常运行；通知电气电除尘器电场停止运行。5.3仪表电源消失

现象：热工仪表电源指示灯灭，报警信号不听见，光字牌不亮；风压表指示正常；所有自动调节失灵，开度表指示到零；火焰电视失像。原因：电气、热工人员误操作；仪表电源总保险熔断；厂用电中断。处理：汇报值长，要求稳定负荷，通知热工人员迅速恢复电源；通知汽机注意汽温，手动调整减温水门，并稳定减温水量，手动调整给水门，保持正常水位；尽量保持汽温、汽压稳定；若仪表电源短时不能恢复，锅炉失去控制手段，严重影响设备安全，应立即停炉。6制粉系统故障

遇有下列情况时，应立即停止制粉系统运行。6.1 制粉系统爆炸时

6.2 制粉系统设备故障，危及人身安全时。

6.3 磨煤机大瓦及各轴承温度上升很快并超过规定值，经采取措施无效时。

6.4 转动机械发生严重震动，磨擦、串轴，危及设备和人身安全时。6.5 磨煤机，排粉机电流突然增大，超过规定值。6.6 电动机冒烟着火或温度过高，超过规定值。6.7 遇有下列情况时，应停止磨煤机运行 6.7.1 细粉分离器严重堵塞时 6.7.2 粗粉分离器严重堵塞时

6.7.3 磨煤机严惩堵塞，经处理无效 时 6.7.4 木块分离器严重堵塞，经处理无效时

6.7.5 磨煤机出口温度显示失灵，又无其它办法监视出口粉混合物温度时。

6.7.6 给煤机故障不能消除时 6.7.7 润滑油中断

6.7.8 制粉系统的自燃着火及爆炸。现象：自燃着火处的管道外壳温度异常升高

风粉混合物温度异常升高，运行中排粉机入口温度异常升高。爆炸时有响声，从系统不严密处向外冒烟、冒火，防爆门损坏，鼓起或爆破。

粉仓自燃着火时，粉仓温度异常升高，爆炸有异常声。原因：

制粉系统内有积粉与积煤。磨煤机出口温度超过规定值。

原煤中含草、木、油脂、雷管等易燃、易爆物。煤粉过细，水分过低，原煤的挥发份高。煤粉仓严重漏风，煤粉在粉仓内积存过久。有外来火焰时。自燃的处理

磨煤机入口发现火源时，应加大磨煤机的给煤量，用水和壁浇入着火处将火熄灭。

必要时可投入蒸汽灭火装置。制粉系统爆炸的处理：

磨煤机发生爆炸时，立即停止制粉系统的运行。若排粉风机出口防爆门爆破，应立即停止制粉系统。

因系统爆炸而引起锅炉灭火时，应按锅炉灭火事故的有关规程处理。煤粉仓自燃爆炸处理：

立即停止向粉仓送粉，关闭粉仓吸潮管，隔绝空气，严禁有粉漏入粉仓，并进行彻底降粉。投入助燃油枪，稳定燃烧 降粉后迅速提高粉位，进行压粉，如有必要，可投入蒸汽灭火装置。

若粉仓发生爆炸，应全面检查粉仓情况，尽快处理。制粉系统自燃爆炸的预防措施：

经常检查和处理设备缺陷，消除系统内积煤、积粉。锅炉停运时，按本规程要求将粉仓内粉用尽。严格控制磨煤机出口温度在130℃ 消除制粉系统各管道的漏风，按时进行粉仓降粉。

保持最佳制粉出力，防止断煤及出力不稳或常时间低出力运行。防止外来火源，严格执行工作票制度，禁止制粉系统设备附近吸烟，禁止用明火检查制粉系统设备。

电力线路防止外力短路反事故措施 篇5

电力线路外力短路包括施工造成的外物短路、沿线居民活动造成的外物短路。电力线路外力短路故障危害很大，并且不断发生，呈上升趋势。为减少电力线路外力短路故障，根据《中华人民共和国电力法》、《电力设施保护条例》和《电力设施保护条例实施细则》的有关规定，制定了以下电力线路防止外力短路反事故措施，线路运行管理部门认真按本措施做好反措工作，相关部门密切做好配合工作。

1、架空电力线路防止外力短路反事故措施 1.1 市区、城镇

在10(6)kV及以上线路每基杆塔上比较显眼的一面悬挂“有电

高压危险”警告标志，施工联系提示标志，安全距离和联系提示标志。如线路沿道路走向或杆塔在道路旁，则顺道路方向两面和面向道路侧均挂牌，一般安装高度在距地面5～6米处，如遇绿化树木等障碍物，应提高安装高度至路面上能看见为止，为突出显示，水泥杆宜采用伸出杆身的支架安装。同一侧面挂多牌的，应合在一起制作（下同）。

施工联系提示标志要求：

附图：由制作单位设计图案经安监部、生技部审核同意 文字说明：

为了您的安全、公共安全和电网安全，在电力线路保护区内施工请联系柳州供电局95598。任何单位或个人在电力线路保护区内不得兴建建筑物、构筑物

架空电力线路保护区为导线向外延伸距离如下：10千伏5米；35～110千伏10米；220千伏15米；500千伏20米(只标特定线路的保护区)安全距离和联系提示标志要求：

附图：由制作单位设计图案经安监部、生技部审核同意 文字说明：

为了您的安全、公共安全和电网安全，通过或临近电力线路安全距离不够请联系柳州供电局95598 1.2 建筑区

两端杆塔按1.1要求实施。

建筑物在保护区内高于导线并且临近导线侧有人员或生产活动，在每档临近建筑物的一根导线上每15米悬挂“当心触电”文字标志牌，该档内有多家住户和窗户的，应适当增加，并调整间距，标志牌规格为：高80～100mm×长300mm，两边印字，反光，能带电安装。

1.3 跨路档

跨路杆塔按1.1要求实施，但安全距离和联系提示标志需要增加安全距离要求内容，并加挂禁止超高车辆或机械通过架空电力线路标志。

在路面上方导线上悬挂“有电

高压危险

注意距离”警告标志，没有道路中心线的道路，在路中间上方的最下方导线上挂1块牌，同方向有1条及以上机动车道的道路，在每条道路中间上方的最下方导线上挂1块牌，标志牌规格为：高80～100mm×长600mm，两边印字，反光，能带电安装。

安全距离和联系提示标志的安全距离要求内容：

临近电力线路的安全距离如下：10千伏及以下1米；35千伏2.5米；110千伏3米；220千伏4米；500千伏6米(只标特定线路的安全距离)禁止超高车辆或机械通过架空电力线路标志要求：

附图：由制作单位设计图案经安监部、生技部审核同意

文字说明：超过4米高度的车辆或机械通过架空电力线路时，必须采取安全措施，并经县级以上的电力管理部门批准。

1.4 烧荒区

在每基杆塔上的顺线路方向的两面悬挂“禁止烧荒”禁止标志，禁止烧荒安全提示。一般安装高度在距地面5～6米处，如遇树木、农作物等障碍物，应提高安装高度至地面上能看见为止，为突出显示，水泥杆宜采用伸出杆身的支架安装。

在村庄等人员密集处和道路路口人员通行频繁处悬挂禁止烧荒安全提示。

禁止烧荒安全提示要求：

附图：由制作单位设计图案经安监部、生技部审核同意 文字说明：

为了您的安全、公共安全和电网安全，防止火灾和触电，请不要在高压线路下方烧荒，有危险请联系柳州供电局95598 1.5 鱼塘

在两侧杆塔和导线下方地面上挂(立)“禁止在高压线路下钓鱼”禁止标志。杆塔上一般安装高度在距地面5～6米处，如遇树木、农作物等障碍物，应提高安装高度至地面上能看见为止，为突出显示，水泥杆宜采用伸出杆身的支架安装。

在可能钓鱼区的导线上悬挂“禁止在高压线路下钓鱼”文字标志，标志牌规格为：高80～100mm×长600mm，两边印字，反光，能带

电安装。

1.6 计划或正在施工区 在每基杆塔上按1.1要求实施。

在导线下方地面上，每15米布设“有电

高压危险”警告标志，在其中间布设施工警示带。在较危险点立“危险

注意距离”警告标志。根据现场情况增设横幅，每档不少于1处。

横幅文字内容：

为了您的安全、公共安全和电网安全，在电力线路保护区内施工、通过或临近电力线路安全距离不够，请联系柳州供电局95598 架空电力线路保护区为导线向外延伸距离如下：10千伏5米；35～110千伏10米；220千伏15米；500千伏20米。地下电力电缆保护区：线路两侧距离为0.75米。

临近电力线路的安全距离如下：10千伏及以下1米；35千伏2.5米；110千伏3米；220千伏4米；500千伏6米

施工警示带文字内容：沿线有电

高压危险

施工请联系95598

柳州供电局

1.7 放风筝区

在每基杆塔比较显眼的一面和向防风筝区域面悬挂“禁放风筝”标志牌，如杆塔在道路旁，则顺道路方向两面和面向道路侧均挂牌，一般安装位置在距地面5～6米处，如遇树木、农作物等障碍物，应提高安装高度至地面上能看见为止，为突出显示，水泥杆宜采用伸出杆身的支架安装，在档中线路下适当位置设置“禁放风筝”和“危险

注意距离”标志牌。

2、地下电力电缆线路防止外力短路反事故措施 2.1 地下电力电缆线路沿线保护

电缆沿线每10米立1路径标志桩(牌)，在箱变、环网柜、分电箱等设备上涂刷“地下电缆，禁止施工、挖掘”禁止标志、施工联系提示标志(按1.1要求)。

线路运行管理部门将地下电缆所在位置示意图和电力电缆保护宣传文字书面通知市规划局、市政维护部门、城投公司、建投公司，将电力电缆保护宣传文字书面通知沿线单位。

电力电缆保护宣传文字：

《电力设施保护条例》规定： 第十条 电力线路保护区：

（二）电力电缆线路保护区：地下电缆为电缆线路地面标桩两侧各0.75米所形成的两

平行线内的区域。

第十六条 任何单位或个人在电力电缆线路保护区内，必须遵守下列规定：

（一）不得在地下电缆保护区内堆放垃圾、矿渣、易燃物、易爆物，倾倒酸、碱、盐及其它有害化学物品，兴建建筑物或种植树木、竹子；

第十七条 任何单位或个人必须经县级以上地方电力主管部门批准，并采取安全措施后，方可进行下列作业或活动：

（四）在电力电缆线路保护区内进行作业。《电力设施保护条例实施细则》规定：

第七条 地下电力电缆保护区的宽度为地下电力电缆线路地面标桩两侧各0.75米所形成两平行线内区域。

在保护区内禁止使用机械掘土、种植林木；禁止挖坑、取土、兴建建筑物和构筑物；不得堆放杂物或倾倒酸、碱、盐及其他有害化学物品。

第八条 禁止在电力电缆沟内同时埋设其他管道。未经电力企业同意，不准在地下电力电缆沟内埋设输油、输气等易燃易爆管道。管道交叉通过时，有关单位应当协商，并采取安全措施，达成协议后方可施工。

为了您的安全、公共安全和电网安全，在电力线路保护区内施工请联系柳州供电局95598 2.2 计划或正在施工区：

在电缆沿线，每15米布设“有电

高压危险”警告标志中间布设施工警示带。根据现场情况增设横幅，每50米不少于1处。

横幅内容：按1.6要求

施工警示带内容：沿线地下有电缆

有电

高压危险

施工动土请联系柳州供电局

反事故措施方案 篇6

一、安全措施

1、升压站大门闭锁，并在大门上悬挂“止步

高压危险”标示牌。2、10kV配电室至升压站两侧通道用安全围拦隔离，并在围拦上悬挂“止步

高压危险”标示牌。

3、升压站内清洁无杂物。

4、升压站围墙上悬挂适当数量的“止步

高压危险”标示牌。

5、中控室、保护室、通讯室门口悬挂“非工作人员

禁止入内”标示牌。6、0.4 kV 配电室内已带电盘柜用安全围拦隔离，并在盘柜前后悬挂适当数量的“设备已带电

禁止靠近” 标示牌。

7、中控室门闭锁，并在门上悬挂“非工作人员

禁止入内”标示牌。

8、所有许可在0.4kV35kV配电室内工作的人员，必须持有相关工作内容的工作票。

9、反送电现场必须有足够数量的且合格证齐全的绝缘手套、绝缘靴、验电器、绝缘棒等安全工器具。

10、现场必须有足够数量的各种标示牌。

11、反送电现场保持安静，全部操作命令只能尤总指挥下达给值班长，尤值班长下达操作命令后执行。

12、参与反送电操作人员，必须清楚反送电操作步骤。

13、操作人、监护人必须严格执行操作票制度，操作中必须严格执行操作监护制度和操作复诵制度且声音洪亮清晰。

14、操作必须有提前准备好的且合格的操作票。

15、只有值班长下达检查命令后，操作人、监护人方可去现场检查设备。

16、如遇天色较晚的操作，现场必须有足够的照明。

17、反送电现场发现闲杂人员，一律驱逐。

18、操作期间出现大风、暴雨等不利于室外操作的天气，有反送电总指挥决定是否继续操作，停止反送电操作的命令只能有反送电总指挥将命令下达给值班长，全体操作人员在接到值班长的命令后停止操作，并做好善后工作。

19、所有参加反送电操作的人员必须熟悉反送电反事故措施，掌握灭火器的正确

使用方法。

二、技术措施

1、组织人员编写典型操作票,并认真学习反送电的步骤。

2、组织全体操作人员进行操作票学习，并做出事故预想。

3、现场安全保卫消防设施。

4、组织人员对现场设备认真检查，力求将所有影响反送电的设备因素消灭。

5、核对各设备的实验记录，一次图纸核对，对已变动的设备重点组织学习。

6、对现场二次图纸于设备核对，认真检查设备接线有无松动，错接线、漏接线等。

7、主变、所用变、接地变现阶段分接头不在最高档，该设备反送电前要将分接头调至最高档。

8、系统相序可能与柴油发电机相序不同，在用4004断路器并列前认真核对相序，只有核对相序无误后柴发系统才可停止，用系统反送电接待0.4kVⅡ段。

9、反送电核对相序如果不同，立即对个隔离开关操作电机，主变分接开关操作电机，主变冷却风扇执行停电操作，改接动力电相序，并在现场检查核对电机转向正确。10、0.4kV母线可能因为主变，所用变分接头位置的改变，导致0.4kV母线电压过高或过低，造成对设备的不良影响，在主变，所用变分接头没有切换至正常位置之前，0.4kVⅠ段不接带任何负荷，先尤0.4kVⅡ段接带升压站的备用电源。

11、开始反送电操作的前三日，对将要带电的设备测量绝缘，并留下第一手资料。

12、对所有断路器在检修位置用万用表检查其状态与指示相符，以免造成带负荷拉合隔离开关。

13、检查现场所有设备的五防闭锁，五防闭锁的逻辑关系正确。

14、检查所有设备的CT、PT的二次接线，防止CT二次线松动造成开路，PT 二次线因为错接线造成短路，对人员和设备造成伤害。

15、蓄电池浮充电先有0.4kVⅡ接带，以免0.4kVⅠ段电压过高造成蓄电池的伤害。

16、反送电期间，确保柴发系统的稳定，操作期间严密监视0.4kV交流电压和直流系统电压，以免交直流电源电压不稳定造成反送电失败。

17、执行反送电操作任务的值班员必须在开始操作前三日写出操作票，并演练各操作步骤，达到熟练的地步。

18、操作前认真执行操作模拟预演，确证操作程序的正确性。操作中认真执行唱票复诵制和操作监护制。除有操作人、监护人外，还由第二监护人。

19、防误闭锁装置的万能解锁钥匙要妥善保管，不得随意使用，万能解锁钥匙要封存起来，并且由主值每天进行交接班。

20、操作过程中，严禁走空程序、越项、并项、漏项。

三、反事故措施

1、主变的事故处理

1.1变压器的严重异常现象及其分析

1.1.1变压器的油箱内有强烈而不均匀的噪音和放电声音，是由于铁芯的夹件螺丝夹得不紧，使铁芯松动造成硅钢片间产生振动。振动能破坏硅钢片间的绝缘层，并引起铁芯局部过热。至于变压器内部有

“吱吱”的放电声是由于绕组或引出线对外壳闪络放电，或是铁芯接地线断线，造成铁芯对外壳感应而产生的高电压发生放电引起的，放电的电弧可能会损坏变压器绝缘。

1.1.2.变压器在正常负荷和正常冷却方式下，如果变压器油温不断的升高，则说明本体内部有故障，如铁芯着火或绕组匝间短路。铁芯着火是涡流引起或夹紧铁芯用的穿芯螺丝绝缘损坏造成的。此时，铁损增大，油温升高，使油老化速度加快，增加气体的排出量，所以在进行油的分析时，可以发现油中有大量的油泥沉淀，油色变暗，闪点降低等。而穿芯螺丝绝缘破坏后，会使穿芯螺丝短接硅钢片；这时便有很大的电流通过穿芯螺丝，使螺丝过热，并引起绝缘油的分解，油的闪光点降低，使其失掉绝缘性能。铁芯着火若逐渐发展引起油色逐渐变暗，闪光点降低，这时由于靠近着火部分温度很快升高致使油温逐渐达到着火点，造成故障范围内的铁芯过热、熔化、甚至熔化在一起。在这种情况下，若不及时断开变压器，就可能发生火灾或爆炸事故。

1.1.3.油色变化过甚，在取油样进行分析时，可以发现油内含有碳柱和水份，油的酸价，闪光点降低，绝缘强度降低，这说明油质急剧下降，这时很容易引起绕组与外壳间发生击穿事故。

1.1.4.套管有严重的破损及放电炸裂现象，尤其在闪络时，会引起套管的击穿，因为这时发热很剧烈，套管表面膨胀不均，甚至会使套管爆炸。

1.1.5.变压器着火，此时则将变压器从系统切断后，用消防设备进行灭火。在灭火时，须遵守《电气消防规程》的有关规定。

对于上述故障，在一般情况下，变压器的保护装置会动作，将变压器两侧的断路器自动跳闸，如保护因故未动作，则应立即手动停用变压器，并报告调度及上级机关。

2、主变的事故处理 2.1主变的油温过高

2.1.1当变压器的油温升高至超过许可限度时，应做如下检查：

2.1.2.检查变压器的负荷及冷却介质的温度并与以往同负荷及冷却条件相比较。2.1.3.检查温度计本身是否失灵。

2.1.4.检查散热器阀门是否打开，冷却装置是否正常。若以上均正常，油温比以往同样条件下高10℃，且仍在继续上升时则可断定是变压器的内部故障，如铁芯着火或匝间短路等。铁芯发热可能是涡流所致，或夹紧用的穿芯螺丝与铁芯接触，或硅钢片间的绝缘破坏，此时，差动保护和瓦斯保护不动作。铁芯着火逐渐发展引起油色逐渐变暗，并由于着火部分温度很快上升致使油的温度渐渐升高，并达到着火点的温度，这时很危险的，若不及时切除变压器，就有可能发生火灾或爆炸事故，因此，应立即报告调度和上级，将变压器停下，并进行检查。

2.2主变漏油和着火时

2.2.1变压器大量漏油使油位迅速下降时，应立即汇报调度。禁止将重瓦斯保护改为作用于信号。有时变压器内部有“吱吱”的放电声，变压器顶盖下形成的空气层，就有很大危险，所以必须迅速采取措施，阻止漏油。

2.2.2变压器着火时，应首先切断电源，若是顶盖上部着火，应立即打开事故放油阀，将油放至低于着火处，此时要用干式灭火器、或沙子灭火，严禁用水灭火，并注意油流方向，以防火灾扩大而引起其他设备着火。

3主变有载分接断路器的故障

3.1.过渡电阻在切换过程中被击穿烧断，在烧断处发生闪烙，引起触头间的电弧越拉越长，并发出异常声音。

3.2.分接断路器由于密封不严而进水，造成相间闪烙。

3.3.由于分接断路器滚轮卡住，使分接断路器停在过渡位置上，造成相间短路而烧坏。3.4.调压分接断路器油箱不严密，造成油箱内与主变油箱内的油相连通，而使两相油位指示器的油位相同，这样，使分接断路器的油位指示器出现假油位，造成分接断路器油箱内缺油，危及分接断路器的安全运行。所以，在大型有载调节的变压器油枕上，装有两个油位指示器，一个是指示有载分接断路器油箱内油位，另一个是指示变压器油箱内的假油位，两个油箱是隔离的，所以这两个油位指示是不同的，在运行中应注意检查。

3.5以上故障的处理，值班人员需监视变压器的运行情况，如电流、电压、温度、油色和声音的变化；试验人员应立即取油样进行气相色谱分析；鉴定故障的性质，值班人员应将分接断路器切换到完好的另一档，此时变压器仍继续运行。

4、主变主保护动作时的原因和处理

4.1.瓦斯保护动作时的处理：瓦斯保护根据事故性质的不同，其动作情况可分为两种：一种是动作于信号，并不跳闸；另一种是两者同时发生。

轻瓦斯保护动作，通常有下列原因：

A、因进行滤油，加油而使空气进入变压器。

B、因温度下降或漏油致使油面缓慢低落。

C、因变压器轻微故障而产生少量气体。

D、由于外部穿越性短路电流的影响。

引起重瓦斯保护动作跳闸的原因，可能是由于变压器内部发生严重故障，油面剧烈下降或保护装置二次回路故障，在某种情况下，如检修后油中空气分离得太快，也可能使重瓦斯保护动作于跳闸。

轻瓦斯保护动作时，首先应解除音响信号，并检查瓦斯继电器动作的原因，根据气体分析，进行处理，若是由于带电滤油，加油而引起的，则主变可继续运行。

4.2.差动保护动作时的处理

当变压器的差动保护动作于跳闸时，如有备用变压器，应首先将备用变压器投入，然后对差动保护范围内的各部分进行检查。重点检查以下几点：

A、检查变压器的套管是否完整，连接变压器的母线上是否有闪烙的痕迹。

B、检查电缆头是否损伤，电缆是否有移动现象。C、若检查结果没有上述现象，则应查明变压器内部是否有故障。当变压器内部有损伤时，则不许将变压器合闸送电。有时差动保护在其保护范围外发生短路时，可能会发生误动，如果变压器没有损伤的象征时，有条件的可将变压器由零起升压试验后再送电，无条件时，则应检查差动保护的直流回路。若没有发现变压器有故障，就可空载合闸试送电，合闸后，经检查正常时，方可与其它线路接通。

若跳闸时一起都正常，则可能为保护装置误动作，此时应将各侧的断路器和隔离开关断开，由试验人员试验差动保护的整套装置。若为电流速断保护动作，其动作的处理可参照差动保护的处理。

4.3.过电流保护动作时的处理

当变压器由于过电流保护动作跳闸时，首先应解除音响，然后详细检查有无越级跳闸的可能，即检查出线线路保护装置的动作情况，各信号继电器有无掉牌，各操作机构有无卡涩等现象。如查明是因为线路出线故障引起的越级跳闸，则应拉开该出线断路器，如查不出是越级跳闸，则应将低压侧所有出线断路器全部拉开，并检查低压侧母线及变压器本体有无异常情况。若查不出有明显的故障象征时，则变压器可在空载的条件下试投一次，正常后再逐路恢复送电；当在试送某一条出线断路器时又引起越级跳闸时，则应将其停用而将其余线路恢复供电。若检查发现低压侧母线有明显象征时，则可切除该故障母线后，再试合闸送电。若检查发现变压器本体有明显的故障象征时，则不可合闸送电，而应汇报上级，听候处理。

.4.4 10KV装有零序保护而动作于跳闸时，一般均为系统发生单相接地故障所致，发生事故后，应汇报调度听候处理。

5.母线电压消失的事故处理

5.1.母线电压消失的原因有如下几点：

5.1.1.当靠近断路器的线路侧发生短路没有电抗器，而保护装置或断路器未能动作，以至不能切断短路电流时。

5.1.2.当电源中断以及母线短路或因母线断路器间引线上发生短路时，母线电压就会消失。母线电压消失是系统中最严重事故，应尽可能的迅速处理，使电压恢复。

5.3.2.母线电压消失的事故处理：

在母线电压消失时，值班人员应根据仪表指示、信号掉牌、继电保护和自动装置的动作情况，以及失压时的外部象征，来判断母线失压的故障性质。

5.3.2.1.若因线路断路器失灵而引起母线电压消失时，应将故障线路手动切断后。5.3.2.2.若母线短路或有母线到断路器间的引线发生短路而引起母线电压消失时，其外部的象征除了配电屏表计有短路现象外（仪表剧烈摆动，母线电压表为零）。在故障地点还会有爆炸声，冒烟或起火等现象，并可能使连接在故障母线上的主变的断路器及线路断路器跳闸，此时应切除故障母线。

5.3.2.3.若判明故障在送电线路上，即将故障线路切除后还不能消除故障时，则应接到调度命令后，把一切的断路器断开，检查消失电压的母线及其连接送电线路的断路器。如送电线路的断路器已断开，则应检查该断路器上有无电压，等有了电压后再进行合闸，将线路与母线连接。然后再连接其它各条出线。

5.4.6.2、认真做好各项相关记录，发现问题及时与调度联系协商，同时及时将情况向月城供电局生技科运行专责或主管生产副局长汇报。

6.线路断路器事故跳闸的处理

6.1.线路断路器跳闸时，重合闸动作未成功。

6.1.1.解除音响，检查保护动作情况。

6.1.2.检查断路器及出线部分有无故障现象，汇报调度。

6.1.3.如无故障现象，可退出重合闸，在征得调度同意后，值班人员可试送一次。试送成功后，并通知继保人员对重合闸装置进行校验。可恢复重合闸，并报告调度，试送失败后通知调度安排查线。

6.1.4隔离隔离开关的故障处理

6.1.4.1隔离隔离开关拉不开或合不上。当隔离隔离开关拉不开或合不上时，如因操作机构被卡涩，应对其进行轻轻的摇动，此时注意支持绝缘子及操作机构的每个部分，以便根据它们的变形和变位情况，找出抵抗的地点。

6.1.4.2隔离隔离开关接触部分发热

隔离隔离开关接触部分发热是由于压紧的弹簧或螺栓松动表面氧化所致，通常发展很快。因为受热的影响接触部分表面更易氧化，使其电阻增加，温度升高，若不断的发展下去可能会发生电弧，进而变为接地短路。

6.1.4.3 线路隔离隔离开关发热时，处理发热隔离隔离开关，可继续运行但需加强监视，直到可以停电检修为止。如条件许可，应设法代路运行。7.电压互感器的事故处理

7.1.电压互感器回路断线

电压互感器高、低压侧熔断，回路接头松动或断线，电压切换回路辅助接点及电压切换断路器接触不良，均能造成电压互感器回路断线。当电压互感器回路断线时：“电压互感器回路断线”光字牌亮，警铃响，有功功率表指示异常，电压表指示为零或三相电压不一致，电度表停走或走慢，低电压继电器动作，同期鉴定继电器可能有响声。若是高压熔断器熔断，则可能还有（接地）信号发出，绝缘监视电压表较正常值偏低，而正常时监视电压表上的指示是正常的。

当发生上述故障时，值班人员应作好下列处理：

1、将电压互感器所带的保护与自动装置停用，如停用110KV的距离保护，低电压闭锁，低周减载，由距离继电器实现的振荡解列装置，重合闸及自动投入装置，以防保护误动。

2、如果由于电压互感器低压电路发生故障而使指示仪表的指示值发生错误时，应尽可能根据其它仪表的指示，对设备进行监视，并尽可能不改变原设备的运行方式，以避免由于仪表指示错误而引起对设备情况的误判断，甚至造成不必要的停电事故。

3、详细检查高压、熔断器是否熔断。如高压熔断器熔断时，应拉开电压互感器出口隔离隔离开关，取下低压熔断器，并验明无电压后更换高压熔断器，同时检查在高压熔断器熔断前是否有不正常现象出现，并测量电压互感器绝缘，确认良好后，方可送电。如低压熔断器熔断时，应查明原因，及时处理，如一时处理不好，则应考虑调整有关设备的运行方式。在检查高、低熔断器时应作好安全措施，以保证人身安全，防止保护误动作。

7.2.电压互感器低压电路短路

电压互感器由于低电路受潮、腐蚀及损伤而发生一相接地，便可能发展成两相接地短路，另外，电压互感器内部存在着金属性短路，也会造成电压互感器低压短路，在低压电路短路后，其阻抗减少，仅为副线圈的电阻，所以通过低压电路的电流增大，导致低压侧空开跳闸，影响表计指示，引起保护误动作。此时，如空开容量选择不当，还极易烧坏电压互感器副线圈。

当电压互感器低压电路短路时，在一般情况下高压熔断器不会熔断，但此时电压互感器内部有异常声音，将低压拉开后并不停止，其它现象则与断线情况相同。

当发生上述故障时，值班人员应进行如下处理：

当发生低压回路短路时，如果高压熔断器未熔断，则可拉开其出口隔离开关，将故障电压互感器停用，但要考虑在拉开隔离隔离开关时所产生弧光和危害性。7.3.电压互感器高压侧或低压侧一相保险熔断，对B相熔断，指示为0，不影响线电压。

当发生上述故障时，值班人员应进行如下处理：

反事故措施方案 篇7

1 发电机损坏线圈事故原因分析

(1)定子线圈绝缘击穿和绝缘水平下降,是由于电机线圈绝缘存在局部损坏,造成相间击穿的事故,大部分发生在使用不到10年左右的电机中,造成烧损比较严重,维修工期较长,费用大的特点。

(2)由于定子线圈的烧损严重,对相复励的电机来说,严重的会烧毁电流互感器、电抗器、桥式整流器以及发电机转子线圈绕组,使转子线圈匝间短路及变形,振动增加。

(3)造成定子线圈的绝缘层损坏的主要原因有土尘、水泥等硬质颗粒及水份油污等绝缘线圈或浸湿绝缘层,加上浸漆不透绝缘分层,特别在槽口拐弯区域,而在这些部位,电场较为集中,承受振动交变应力较大,运转一段时间后便暴露出来,造成电压击穿或接地烧毁事故。

(4)由于电机维护保养不及时造成轴承磨损,造成转子扫膛,使定子产生高温,使之烧毁线圈。

2 绝缘老化分析

线圈绝缘老化最突出的表现在相组运行条件下,出现电压击穿现象,接地电阻、匝间绝缘电阻及相间绝缘电阻均达不到规定的最底耐压标准。

2.1 运行年数久出现绝缘老化

一些运行10年左右的机组,大多都是我国七八十年代设计的,大多采用云母及黄腊绸绝缘结构,漆包线采用耐温120度的漆包线绕制而成,运行年久后,不可避免地由于虫胶溶剂的挥发,使绝缘内残留空隙,在强电场的作用下,产生内游离,逐渐地使绝缘松散分层,普遍脆化。机组运行中稍有异常,如系统电压波动,油垢浸蚀,短路冲击,或机械振动等,便立刻引起绝缘击穿事故。

2.2 浸胶不良,绝缘脱壳,股线松散

由石油南南海石油公司1997年维修180KVA发电机为例,该机组已使用1 1年,绝缘漆发生脱壳和股线松散现象,刚起动时电压调不上去,运行两小时后,电压慢慢正常,这主要是线圈绝缘不良槽底绝缘纸老化造成,由于浸漆不透,胶的粘合度较差,绝缘内部含气量大,在强电场的作用下,绝缘内部游离,引起导线与主绝缘间出现空隙,并逐渐扩大造成脱壳。在电磁力和机械力的综合作用互相互摩擦,股线之间会出现短路或击穿现象。从线圈取下检查发现,脱壳的线较多,内部游离腐蚀较严重,绝缘内有麻点,铜绣斑痕的现象。

3 转子线圈过热烧损分析

发电机在运行过程中,较长时间的超负荷运行,势必引起绝缘老化,造成匝间短路,机组振动较大,对风扇冷却的发电机,如何提高线圈的耐温系数,对发电机正常运行,出力监定和绝缘寿命关系极大,特别是提高出力运行,这成为行业重要技术问题之一。

七八十年我国生产的300KW以下发电机组大都在定子线圈中不放置测温元件,其观察电槽内线圈匝间温度,发电机线圈的最热点在正常运行时,应在槽内沿轴向长度的中部,但在提高出力时,曾会出现在线圈某些部位的温度比槽中部温度升高,最热点已经转移到端部了。通过观察,发电机由于过荷引起定子线圈绝缘加速老化,过热烧损线圈和铁芯,更危险的是加速引起端部的线圈过热着火事故。

4 定子线圈温度分布的分析

4.1 首先分析槽内单层线圈的情况

最初假设线圈的全部横断面上的电流密度j是一样的。由(1)式可知:

从槽底到槽口的磁密度应当是直线增大的。但是,涡流也产生自己的交变磁场,方向与原主电流建立的磁场相反,削弱原主电流建立漏磁场。一般是二者的相位不同,几何相加,结果是沿槽交磁通密度分布如图(1)所示。

从槽底到槽口的密度是逐步增大的,靠槽底的导线感应电动势最小,靠槽口的感应电动势最大。

因此,涡流的电流密度沿槽高度分布是不均匀的,槽底导线的电流密度最小,槽口导线电流密度最大。

4.2 轴向温度分布

一般发电机额定出力及以下运行时,定子线圈的最热点是沿轴向长度的中部。端部的温度因受风的散热较低。

发电机定子线圈槽部和端部的损伤是不同的,严格的说由于端部各部分的漏磁密度不等,部端各部分的损坏也是不同的,另一方面,沿轴向长度。每一小段的散热情况是不一样的,比如,槽部的径向通风量不一定相等。端部有绑线沿线圈长度的风量分布就更加不均匀了。再加发电机底部线圈因受泥沙、油污的浸蚀,堵满了槽口,因此沿外圆端部的散热情况也是不同的,可以用公式表示为:

式中:θcup——整个线圈铜线平均温度。

LW——整个线圈的长度。

θCU1θCU2θCU3……——各小段线圈的平均温升

△L1△L2△L3——各小段线圈长度。

可以推论各小段线圈铜线的平均温升也是大约与定子电流平方成正比的。

在长度力一向上温度高低规律随电流变化的典型实例是有些发电机带额定负荷,特别是提高出力后,端部线圈的温度比槽部的温度高,有的发电机端部过热后,有沥青胶流出,而槽部仍很正常,有的发电机最端部线圈过热着火烧坏,拔出线圈检查槽部发黑的情况轻微些。

当电流超过一定值后,端部线圈比槽部线圈温度高的现象可以解释如下:槽部线圈主要靠铁芯传热,随着电流的增大,槽部的铜、铁温差增大,相对地说线圈的散热条件逐渐改善了,所以槽部线圈的温升一电流平方关系直线斜率小一些。端部线圈主要是靠冷却气体传热,随着电流的增大,端部温度逐渐升高,所以端部线圈的温升一电流平方关系直线的斜率大一些。这样,当电流超过一定值后,端部线圈的温度比槽部的温度高了,此外,端部线圈焊接接头因发热而松动,而引起温度升高,也会使端部发热情况加重。

5 发电机反事故技术措施

根据多年来发电机损坏事故和重大事故分析,以及运行维护的经验,下面谈谈发电机反事故的技术措施,以提高发电机出力。

(1)严格控制发电机定子线圈的温度,采用线圈中埋设测温仪,在配电屏安装温度计,其观察定子线圈的温度不超过改造后的线圈耐温值。

(2)发电机定子线圈最热点和局部铜温的最高允许值提高,是受所用材料的耐温性能的限制,所以选择漆包线,绝缘材料,绝缘漆及绝缘套管等犹为重要,建议选材如下:1)线选用QYB-1/220聚酰亚胺漆包线。2)绝缘纸选用方香族聚酰胺纤维纸或方香族聚砜胺纤维纸,可与聚酯薄膜,聚脂酰亚胺薄膜合用槽内绝缘。3)套管选用聚氨酯聚酯纤维漆管,绝缘漆选用聚酰胺酰亚胺漆。4)线圈绕好后,将定子放在烤炉内烘烤,温度调至150—170度之间干后取出。经选用上述材料及方法,发电机的耐温系数提高后,它的过载能力也同时提高。使原设计过荷能力10 In提高30 In;有效地提高了发电机的效率和工作时间,相应地经济效益也提高了。尽管有人认为原材料价格过高,它做出了经济效率,和内在质量和延长了使用寿命,减少了维修次数。如果从经济效益和投资成本考虑这还是值得的。特别适合小型水利发电站,野外施工作业现场,和建筑工地,公路建设工程等环境条件较差,负荷较重的发电机当中。

参考文献

[1]张颂,李向伟.水轮发电机磁极线圈匝间绝缘的检测.电工技术,1998.第03期.