燃气电厂历年事故预想

目录

一、燃气轮机

事故预想题目：#1机组运行中，润滑油系统着火 (1)

事故预想题目：机组解列后转速达3330rpm，电气超速保护和后备电气超速不动作 (2)

事故预想题目：机组满负荷时，燃机轮间温度持续升高 (3)

事故预想题目：机组启动中（并网后未至暖机负荷）DCS发出BPT温差大报警 (4)

事故预想题目：机组运行中，燃机进气滤压差逐渐增大 (5)

事故预想题目：机组正常运行，主厂房机组天然气管道出现泄漏 (6)

二、蒸汽轮机

事故预想题目：#1机PCS控制系统失电 (8)

事故预想题目：#1机启机过程中，轴封母管的压力不断下降 (9)

事故预想题目：停机时，机组辅汽切换后轴封系统异常 (11)

事故预想题目：#3机满负荷，凝结水泵A变频运行，出现低压汽包水位低报警 (12)

事故预想题目：#3机热态启机，低压主蒸汽电动阀开启时卡涩拒动 (14)

事故预想题目：机组启动过程中DCS上发“凝汽器检漏系统报警” (15)

事故预想题目：机组启动过程中控制油压突降，备用泵自启 (17)

事故预想题目：机组运行，DCS控制油箱油位低报警，运行控制油泵泵体大量漏油 (19)

事故预想题目：机组启停过程中，汽机高压旁路阀（自动状态下）无法打开 (20)

事故预想题目：机组热态启动时，DCS上出现汽轮机胀差高报警 (21)

事故预想题目：机组正常运行时，凝汽器真空缓慢下降 (23)

事故预想题目：停机后，转速到0时盘车不能自投 (25)

三、发电机

预想事故题目：机组满负荷运行中，氢气压力不断降低 (26)

预想事故题目：#3机组正常运行时，消防系统终端机中有#3机6.5米和13米可燃气体探测仪报警，#3机备用罩壳风机自启动 (27)

事故预想题目：机组运行过程中，排氢调节油箱浮球阀故障（卡涩在全关位） (28)

预想事故题目：机组运行时,真空油箱油位不断降低 (29)

四、余热锅炉

事故预想题目：高压过热器喷水减温调节阀卡涩 (30)

事故预想题目：机组启动时，高压给水调阀内漏严重，高压汽包水位不断上升 (31)

事故预想题目：机组汽机进汽后，高压给水主路调门阀杆卡涩 (32)

五、公用系统

事故预想题目：#2机组满负荷运行时，#2机循环水泵B跳闸 (33)

事故预想题目：在3台机循环水母管制运行且3台机带高负荷时，#2机循环水泵B事故跳闸，#2机循环水泵B出口蝶阀卡在全开位置无法关闭 (34)

事故预想题目：闭冷水压力低，且备用闭式冷却水泵无法启动 (35)

事故预想题目：三台机组正常运行，1台及以上闭式冷却水泵跳闸 (36)

事故预想题目：三台机满负荷运行时，水水交换器出口闭冷水温度增长较快 (38)

事故预想题目：一台机组检修，两台机组运行，膨胀水箱水位降至2400mm后仍不断下降 (39)

事故预想题目：机组启动过程中,启动炉故障熄火 (40)

事故预想题目：机组正常运行，调压站出现天然气泄漏。 (42)

事故预想题目：三台机两班制运行，＃1、＃2机已停运，＃3机运行，压缩空气系统压力低至0.63Mpa且有继续下降趋势 (44)

事故预想题目：三台机组停运期间（需吹扫冷却空气），1台及以上空压机跳闸 (45)

六、电气系统

事故预想题目：#1机正常运行中，灭磁开关跳闸，发电机出口开关GCB拒动 (46)

预想事故题目：发电机解列时，发电机出口开关GCB拒动 (47)

事故预想题目：＃1机组满负荷运行过程中，＃1主变冷却器故障全停 (48)

事故预想题目：#1机组准备启动，选择#2SFC时，DCS上发出#2SFC超时报警 (49)

事故预想题目：220KV升压站母线全部失压 (50)

事故预想题目：正常运行机组6KV母线失电 (53)

事故预想题目：机组满负荷运行时，汽机热力配电段失电 (56)

事故预想题目：机组正常运行时，锅炉热力配电段失电 (57)

一、燃气轮机

事故预想题目：#1机组运行中，润滑油系统着火

一、事故现象：

1、#1机组某区域润滑油系统着火冒烟；

2、消防监控屏及监控电脑上有#1机组润滑油系统区域火灾、喷淋水泵启动等报警；

3、着火区域喷淋装置启动喷水，着火区域附近有声光报警；

4、DCS显示润滑油箱油位持续下降。

二、事故原因：

1、油系统泄漏遇高温部件被引燃；

2、润滑油系统上检修工作时意外引起着火。

三、处理步骤：

1、立即到现场确认着火位置，火势大小及发展情况，视情况是否申请紧急停机，联系消防队迅速开始灭火，并通知公司应急领导小组、运行部、设备部、综合部、人力资源部相关领导启动灭火抢险应急预案。

2、佩戴好正压式呼吸器，使用附近区域的灭火器灭火；确认相应区域的消防水灭火装置自动启动灭火，否则就地打开紧急手动盒，启动相应的消防水灭火装置；如果是燃机间的油管路起火，则启动燃机罩壳气体灭火系统，机组应自动跳闸。

3、如果微小泄露导致的着火且被扑灭后，检查漏油的地方，并立即查明原因，设法排除故障，必要时紧急补油，维持机组运行。

4、如果确认火势较大，已蔓延至润滑油箱，无法很快扑灭并已严重威胁人身或机组安全，应立即紧急停机，并进行排氢、排天然气；如果机组投盘车后火势还没控制住，则停止盘车运行，停止润滑油泵、密封油泵、顶轴油泵运行，开事故放油阀，并采取汽轮机闷缸措施。

5、火灾扑灭后，通知设备部相关人员进行紧急抢修。

事故预想题目：机组解列后转速达3330rpm，电气超速保护和后备电气超速不动作

1、事故现象：

1、机组负荷指示到零；

2、机组振动加剧，声音异常；

3、机组转速达到超速保护动作值，并继续上升。

二、事故原因：

1、电气超速保护和后备电气超速保护故障；

2、发电机速度传感器故障；

3、高、中、低压主汽门、调门动作迟缓、卡涩或内漏严重，转子速度变化率过

大；

4、汽轮机冷再逆止阀据动、卡涩或内漏，使甩负荷后向汽轮机返汽；

5、CSO控制系统故障，输出值不正常；（发电机出口开关断开后，应为18.2%）；

6、燃料的压力控制阀或流量控制阀故障；

7、超速试验操作不当，使转速上升过快。

三、处理步骤：

1、发电机转速超过3330rpm，超速主保护和后备保护不动作，应立即紧急停机，

同时派人立即到相应机组0米控制油旁，以防集控室紧急停机失败，需要就地手动打闸停机；检查汽轮机高、中、低压主汽阀、主调阀和天然气快速关断阀应立即关闭，冷再逆止阀自动关闭，汽机所有疏水阀和旁路阀打开，转速开始下降。

2、立即停运真空泵，打开真空破坏阀，破坏真空，其它同机组跳闸后的处理。

3、若紧急停机过程中有汽轮机高、中、低压主汽阀、主调阀和冷再逆止阀卡涩

或关不严，仍然有超速现象，应关闭高、中、低压过热器出口电动阀，开启高、中、低压主蒸汽疏水阀、对空排汽阀泄压，确认机组转速开始下降，同时通知检修处理。

4、若紧急停机过程中，天然气快速关断阀卡涩或关不严，燃机没有熄火，仍然

有超速现象，应立即去就地关闭相应机组的天然气流量计出口球阀或者关闭相应机组的SSV阀，确认机组转速开始下降，同时通知检修处理。

5、机组停下后，应查明超速原因，全面检修超速保护系统的缺陷，同时全面检

查机组各系统是否由于超速有损坏；缺陷处理好后应进行超速试验，合格后方可投入正常运行。

事故预想题目：机组满负荷时，燃机轮间温度持续升高

一、事故现象：

1、机组燃机轮间温度持续升高；

2、DCS发“GT NO.2/3/4 ROW DISC CAVIT TEMP HI”或“#* GT NO.4 ROW DISC

CAVITY TEMP(DS) HI”报警；

3、转子冷却空气温度持续升高；

4、DCS发“GT ROTOR CLO AIR TEMP HI”报警；

5、DCS可能发“GT TCA COOLER FAN （A/B/C） FAULT”报警。

二、事故原因：

1、轮间温度热电偶故障；

2、透平冷却空气冷却器故障；

3、TCA冷却风扇故障或传动皮带松脱或风门挡板开度过小；

4、转子冷却空气系统有堵塞或泄漏；

5、燃机透平冷却空气旁路阀被误开；

6、燃机透平隔板密封环间隙增大。

三、处理步骤：

1、发现燃机轮间温度持续升高，若只是某个轮间温度持续升高，较其它轮间温

度偏差大，则可能是测点故障，严密监视轮间温度，并联系检修处理。

2、发现燃机各轮间温度均持续升高，若“GT NO.2/3/4 ROW DISC CAVIT TEMP HI”

或“GT NO.4 ROW DISC CAVITY TEMP(DS) HI”已报警，应退出机组AGC，手动减负荷至燃机轮间温度正常，同时对转子冷却空气系统进行检查。

3、DCS检查TCA冷却风扇、转子冷却空气温度是否正常，现场检查TCA冷却风

扇是否运行正常，皮带是否松脱或断裂，TCA冷却风扇风门档板开度是否过小，若是开度过小，手动开大挡板。

4、若TCA冷却空气旁路阀被误开，应及时关闭TCA冷却空气旁路阀。

5、检查转子冷却空气系统管道是否泄漏，若有应及时联系检修处理。

6、若经以上检查仍不能控制燃机轮间温度，则可能是转子冷却空气管路或燃机

本身冷却空气孔堵塞和透平隔板密封环间隙增大导致，应尽量维持低负荷运行，必要时申请停机检查。

事故预想题目：机组启动中（并网后未至暖机负荷）DCS发出BPT温差大报警

一、事故现象：

1、当#？BPT与BPT AVE偏差＞20℃或＜－30℃时,DCS上发“GT No.? BLADE PATH TEMP VARIATION LARGE ALARM”报警；

2、当#？BPT与BPT AVE偏差＞25℃或＜-40℃，且相邻BPT偏差＞20℃或＜-30℃，或者相邻两侧的其中一个BPT温度变化趋势≥1或-1≤任一条件满足时,延时30S 后，DCS上发“GT No.? BLADE PATH TEMP VARIATION LARGE AUTO STOP”报警,机组开始执行自动停机程序；

3、当#？BPT与BPT AVE偏差＞30℃或＜-60℃，且相邻BPT偏差＞20℃或＜-30℃，或者相邻两侧的其中一个温度变化趋势≥1或-1≤任一条件满足时,延时30S后，DCS上发“GT No.? BLADE PATH TEMP VARIATION LARGE TRIP(TPP)”报警,机组跳闸。

二、事故原因：

1、燃烧器损坏或喷嘴堵塞、旁路阀或IGV故障，导致空燃比变化大，燃机燃烧不稳定；

2、透平热通道部件损坏；

3、燃料控制阀故障；

4、BPT测点故障。

三、处理步骤：

1、若机组已投入ALR ON，则立即退出ALR ON，维持当时负荷不变，密切监视BPT变化情况；

2、若BPT偏差持续上升，则可通过适当降低负荷的方式（通过GT OPERATION 画面中LOAD LIMIT SET控制面板升降负荷），降低BPT偏差，当BPT偏差降至正常范围，且报警复归后，可投回ALR ON，继续启机；

3、若机组未投入ALR ON，则维持初始负荷不变，待BPT偏差降至正常范围，且报警复归后，再投入ALR ON；

4、若通过上述方法始终无法将BPT偏差降到正常范围，则首先检查其它BPT偏差，尤其是相邻BPT偏差，若仅该BPT偏差过大，其它BPT偏差正常，则联系检修检查测点是否故障；若的确都偏大，则检查燃气控制阀、IGV、旁路阀的动作是否正常；

5、若因燃气流量不正常引起BPT温差大报警，且在运行中无法处理时，在12小时内应停机处理；

6、当BPT偏差超出+25℃/-40℃延时30s，立刻按正常停机程序停机；

7、若BPT偏差大导致自动停机，则按正常停机处理。

事故预想题目：机组运行中，燃机进气滤压差逐渐增大

一、事故现象：

1、DCS上出现“第1级进气滤压差高”、“进气滤总压差高”报警；

2、当进气滤总压差大于1.25kpa，则压气机进气室四个机械旁路门中的开设定值为1.25kpa的一个旁路门动作开；若总压差大于2.85kpa，则剩余三个开设定值为2.85kpa的旁路门均会动作开；

3、旁路门动作时，DCS会有“旁路门开”报警。

二、事故原因：

1、燃机一或二级进气滤堵塞严重；

2、压差变送器故障。

三、处理步骤：

1、当出现燃机第1级进气滤压差高报警时，严密监视进气滤总压差，停机后更换第1级进气滤；若是第2级进气滤压差大，则更换第2级进气滤。

2、当出现燃机进气滤总压差高报警时，严密监视进气滤总压差，避免总压差超过1.25KPa，防止燃机进气滤旁路门动作。当燃机进气滤总压差接近1.25KPa时，立即退出AGC，降低燃机负荷。必要时向中调申请维持低负荷运行。

3、若旁路门动作，应迅速至现场确认。

4、若仅一个旁路门动作，虽机组仍可运行，但从安全角度出发，应尽快停机，以防空气中的杂质高速流动过程中，与IGV、压气机通流部件发生碰撞，损伤设备。

5、若四个旁路门均动作，则应立即与中调沟通，按正常停机模式停机。

6、若进气滤压差值为突变增加，则加强监视，通知检修人员检查处理压力变送器是否故障。

事故预想题目：机组正常运行，主厂房机组天然气管道出现泄漏

一、事故现象：

1、集控楼火灾报警控制柜和总控机NCS电脑上发出调压站可燃气体报警声响；

2、主厂房相应区域就地火灾自动报警装置发声光报警；

3、就地天然气泄漏处有“嗞嗞”声响；

4、如果天然气泄漏量较大，在DCS上可以看到相应机组天然气供气压力有下降

趋势，甚至会出现机组“燃气压力低”、“燃机负荷回切”、“机组天然气压力低低跳闸”或“机组燃机罩壳可燃气体浓度高跳机”报警；

5、如果是天然气管路安全阀内漏或者误动作，则安全阀表面有结露；

6、机组燃机罩壳风机A、B、C或排气段可燃气体浓度上升，可能促发报警；

7、DCS 上发“ALL GT PKG VENT FAN RUN RQ BY GAS LEAK”,燃机备用罩壳风

机自动启动。

二、事故原因：

1、机组天然气供气段的燃料阀门、法兰、各仪表接口等连接处有外漏；

2、机组天然气管道放散阀误开；

3、天然气管道设备老化，管道破裂；

4、安全阀内漏或者误动作。

三、处理步骤：

1、集控室收到相应区域火灾报警信息后，首先复位报警，如无法复位，则派人

携带可燃气体探测器就地检查天然气是否有泄漏（注意不要携带火种），如天然气浓度正常，管路无泄漏，则为误报警，通知检修检查处理相应火灾报警系统。

2、如就地相应天然气管路区域浓度超限，应首先确认天然气泄漏的部位和泄漏

的严重程度，同时密切监视机组天然气供气段压力变化。

3、若确认有天然气泄漏，则在泄漏点附近拉隔离带，并禁止在天然气泄漏区域

进行任何可能引起火花的操作和严禁无关人员靠近。

4、若只是轻微泄漏且机组运行无法隔离，通知检修人员一起加强巡检，防止泄

漏加重，待停机后再处理。

5、如果管道泄漏比较严重，则首先确定是否可以隔离，如果可以隔离则进行隔

离操作，并通知检修人员至现场配合紧急处理，同时通知消防人员赶赴现场做好火灾处理准备。

6、若是在运行机组的天然气流量计主路或末级过滤器投运路泄漏严重，则退出

AGC维持当前负荷不变，将泄漏路切换至旁路（或备用路）运行，由主路切换至旁路运行过程中要密切监视机组天然气压力变化，尽量减小其压力波动，然后打开天然气泄漏路放散阀泄压，将主路（或备用路）隔离，通知检修尽快处理。

7、若是在运行机组的燃机罩壳内部有天然气泄漏，首先确认燃机罩壳备用风机

自动启动，否则手动启动备用风机，密切监视机组天然气供气段压力变化及罩壳风机和排气段可燃气体浓度，继续观察，同时做好燃机罩壳天然气浓度高跳机和火灾事故预想。

8、若泄漏较大且短时间内无法处理，则视泄漏部位和机组天然气压力变化决定

是否故障停机。

9、若是在主厂房非运行机组区域泄漏严重，则先关闭该机组天然气泄漏段的上

一级阀门，将其隔离并泄压；如果仍有泄漏，则关闭调压站相应机组调压段的出口球阀、SSV阀、和备用路出口球阀，打开放散阀泄压。

10、在处理事故过程中，要注意观察TCA后天然气压力的变化，避免因燃气压力

低而引起RunBack或跳机，若燃气压力下降较大，可先将负荷降低。

11、若是主厂房天然气管道排空阀或排污阀被误开，则立即关闭。

12、若安全阀内漏或者误动作，则关闭其前面手动阀，停机后处理。

13、若天然气已着火，按《天然气泄漏火灾事故应急预案》处理。

14、将上述情况通知检修人员处理。

二、蒸汽轮机

事故预想题目：#1机PCS控制系统失电

一、事故现象：

1、DCS上出现#1机“PCS POWER ABNORMAL”报警；

2、#1机汽机高中低压系统画面，汽机轴封系统画面，凝结水系统画面、真空系

统画面、凝汽器冷却水系统画面无数据显示，且系统无法操作；

3、#1机闭式冷却水电动调节阀全关；

4、#1机冷再供辅汽电动调节阀全关；

5、#1机轴封母管压力调节阀全关。

二、事故原因：

1、#1机电气包二次交流配电屏1供PCS控制系统电源空气开关跳闸；

2、#1机电气包UPS系统供PCS控制系统电源空气开关跳闸；

3、人为误操作使PCS控制系统电源断开失电；

4、PCS控制系统线路故障。

三、处理步骤：

1、如果机组在并网后或正常运行状态，则退出ALR或AGC维持当前负荷不变，

如果机组未并网，则暂不并网，如果缺陷长时间不能消除则停机处理。

2、派人去电气包就地检查#1机组燃机电气包内UPS和二次交流配电屏#1屏供

PCS控制系统的空气开关是否跳闸，如有跳闸，可强送一次，同时联系热控人员，到现场检查PCS系统。

3、如果#1机PCS控制系统电源强送成功，则立即检查各相关系统恢复正常，并

手动开启闭式冷却水电动调节阀、冷再供辅汽电动调节阀和轴封母管压力调节阀，可适当手动干预，密切监视各相关系统参数，做好PCS控制系统再次失电事故预想。

4、如果#1机PCS控制系统电源强送不成功，则立即手动将#1机辅汽转由其它

机组、供热炉或启动炉供汽（也可以就地尝试开启冷再供辅汽电动调节阀），并将#1机组闭式冷却水电动调节阀的旁路手动阀和轴封母管压力调节阀的旁路手动阀开启至适当开度，同时在就地监视#1机轴封母管压力表和闭冷水母管压力表，维持#1机轴封母管压力在正常值27KPa和#1机闭冷水母管压力在0.20MPa左右。

5、就地确认凝汽器水位正常，凝结水补水调节阀、凝结水泵、凝结水再循环调

节阀，凝结水至余热锅炉补水电动阀阀位和凝汽器循环水出口电动阀阀位正常，并加强巡视，密切监视凝汽器水位，维持凝汽器水位正常。

6、就地检查#1机凝汽器真空表指示正常，确认真空泵及真空系统各阀门阀位正

常。

7、维持现有运行状态，等待热控人员前来检查。

8、若在此过程中机组在运行状态，润滑油温度、轴承温度、轴承振动超限，轴

封压力、凝汽器真空出现异常经调节仍然无法维持，立即打闸紧急停机。9、如果是人为误操作导致PCS控制系统失电，则立即恢复供电。

事故预想题目：#1机启机过程中，轴封母管的压力不断下降

一、事故现象：

1、DCS发“GLAND STEAM HEADER PRESS LOW”报警；

2、轴封母管压力调节阀开度反馈与指令相差较大或者开度明显过大；

3、轴封母管溢流阀异常开启；

4、DCS发全厂辅汽母管或机组辅汽母管压力低相关报警；

5、厂用辅汽和机组辅汽压力低且持续下降；

6、启动炉供辅汽压力调节阀或机组冷再供辅汽压力调节阀开度反馈与指令相差

较大或者开度明显过大；

7、DCS发启动炉故障相关报警。

二、事故原因：

1、轴封母管供汽压力调节阀故障；

2、轴封母管溢流阀异常开启；

3、轴封蒸汽母管安全阀异常动作无法关闭；

4、启动锅炉故障；

5、供热炉供全厂辅汽直供管减压阀工作异常；

6、启动炉供辅汽压力调节阀故障；

7、机组冷再供辅汽压力调节阀故障；

8、机组辅汽母管安全阀或厂用辅汽母管安全阀异常动作无法关闭。

三、处理步骤：

1、立即在轴封蒸汽系统画面检查轴封蒸汽系统参数、阀门状态和机组辅助蒸汽

参数，初步判断故障原因是轴封蒸汽系统或辅助蒸汽系统，同时派人到就地检查。

2、若轴封蒸汽压力无法维持（低于10kpa），应立即破坏真空紧急停机。

3、若机组未并网，应在缺陷处理结束后再并网；若机组已并网，应退出ALR ON，

在缺陷处理结束后再投入ALR ON升负荷。

4、处理过程中应严密监视高中压缸和低压缸轴封蒸汽温度、机组振动、胀差及

低压缸末级叶片温度、排汽温度等参数。

5、判定设备故障无法处理时应及时联系检修处理。

6、若机组辅助蒸汽压力、温度参数正常，可基本判定轴封蒸汽系统异常：

7、检查轴封母管压力调节阀，若开度指令与反馈相差大，应将压力调节阀切至

手动位，通过旁路阀维持轴封母管压力正常，同时检查压力调节阀压缩空气压力是否异常，尽量排除压力调节阀故障；

8、检查轴封母管溢流阀，若异常开启，应手动关闭，必要时关闭溢流阀前/后手

动阀；

9、检查轴封母管安全阀，若异常动作不能复归应尽量通过轴封母管压力调节阀

旁路阀维持轴封母管压力正常；

10、全面检查轴封蒸汽系统管道，检查是否有异常泄漏。

11、若机组辅助蒸汽压力异常下降，可基本判定机组辅助蒸汽系统异常（处理中

应以尽快恢复辅汽压力为目的）：

12、若有备用汽源满足供辅汽条件，应首先考虑投入备用汽源；无备用汽源时应

尽快处理；

13、若启动炉供汽截止阀或压力调节阀故障，应及时通过旁路阀维持厂用辅汽母

管压力正常；

14、若冷再供辅汽截止阀或压力调节阀故障，应及时投运供热炉、启动炉或条件

满足的其它机组冷再；

15、若启动炉供汽，检查启动炉运行情况，尽快排除故障或启动备用燃烧器；

16、若供热炉供汽，检查供汽减压阀工作情况，必要时及时开启减压阀旁路阀；

17、检查机组辅汽母管和厂用辅汽母管安全阀，若异常动作应尽量维持辅汽母管

压力；

18、全面检查厂用辅汽母管及各机组辅汽母管系统管道，检查是否有异常泄漏。

事故预想题目：停机时，机组辅汽切换后轴封系统异常

一、事故现象：

1、DCS显示轴封母管温度下降，压力波动；

2、轴封母管压力调节阀阀位变化频繁，轴封母管溢流阀可能动作；

3、就地轴封管道可能出现振动；

4、汽机轴封金属与轴封蒸汽温差急剧增大；

5、DCS上可能出现“低压轴封温度低”报警。

二、事故原因：

1、启动炉或直供管蒸汽过热度不够；

2、厂用辅汽母管或直供管暖管、疏水不充分；

3、轴封母管疏水器故障；

4、低压轴封减温水温度调节阀故障。

三、处理步骤：

1、汇报值长事故情况，立即派人员到现场查看确认并配合现场处理事故，并加强汽机轴承振动、轴承金属温度、汽机胀差变化的监视，确认汽机是否有水冲击现象，若有应果断破坏真空紧急停机。

2、开启机组冷再供辅助蒸汽调门，关闭全厂辅汽母管至机组辅汽母管电动门，将辅助蒸汽切回机组冷再供汽。

3、对辅汽及轴封管道加强疏水，打开轴封母管疏水器旁路阀、高压轴封蒸汽疏水器旁路阀、低压轴封蒸汽疏水器旁路阀、厂用辅汽母管至机组辅汽母管疏水器旁路阀、厂用辅汽母管疏水器旁路阀、启动炉供辅汽调门后疏水器旁路阀、启动炉供汽管疏水器旁路阀或直供管道相关疏水阀，对系统进行重新全面疏水。

4、手动开启溢流阀加强轴封母管疏水，并加强轴封母管压力监视，必要时将轴封母管压力调节阀切至手动调节，若低压轴封温度调节阀故障，则将该阀切至手动控制；若是低压轴封温度调节阀内漏，则关闭其前手动阀。

5、待启动炉或直供管供汽条件满足且稳定后，将机组辅汽缓慢切至启动炉或直供管供，待轴封母管压力、温度均正常且稳定后，将以上管道疏水关闭。

6、加强机组辅汽及轴封系统参数监视，加强机组轴承振动、金属温度、汽机胀差等参数监视。

事故预想题目：#3机满负荷，凝结水泵A变频运行，出现低压汽包水位低报警

一、事故现象：

1、DCS上发出“UNIT3 LP DRUM LEVEL LOW”报警，且低压汽包水位持续下降；

2、可能伴随有以下报警：“UNIT3 CEP OUTL HDR P L”、“UNIT3 A CEP FREQ HEAVY

FAULT” 、“UNIT3 CEP A TRIP”、“UNIT3 CEP B BACK RUN”等；

3、#3机低压给水调阀保持在某个开度不动，或同时#3机A凝结水泵变频器频率也保持在了某个指令不动；

4、凝汽器水位持续下降，DCS报“UNIT3 COND HOTWELL LEVEL L”报警，就地翻板水位计液位低。

二、事故原因：

1、 DCS误发低压汽包水位低报警信号；

2、 #3机低压给水调门开度保持，同时#3机凝结水泵A功率也保持；

3、 #3机凝结水泵A变频系统故障跳闸，凝结水泵B未投自动，或者凝结水泵B 备用启动失败；

4、 #3机低压给水调阀卡涩；

5、 #3机凝结水系统、锅炉低压蒸汽系统或低压给水管道外漏；

6、 #3机某些阀门被误开关，例如低压汽包紧急放水门被误开，低压省煤器进口电动截止阀、凝汽器至低压汽包电动阀被误关，低压给水安全阀误动作。

三、处理步骤：

1、若是DCS误发报警信号，确认DCS低汽包水位正常、工业电视汽包水位正常、就地汽水位计显示正常，联系检修处理.

2、若是#3机低压给水调阀指令和变频器指令同时保持引起的，则手动将变频器频率调大，同时注意监视凝汽器水位，确认#3机低压汽包水位正常后投入自动.

3、若是#3机凝结水泵变频泵事故跳闸，如果水位低是由于切泵过程所引起，确认低压给水调阀自动关闭至20%开度10秒、#3机凝结水泵B备用启动正常，必要时调节低压给水调阀使汽包维持正常水位即可；若备用泵不能自动，则手动启

动备用泵，并将低压给水调阀切至手动，使低压汽包水位正常后投入自动，确认备用泵运行正常；就地检查凝结水泵跳闸原因并通知检修。

4、若凝结水泵出口母管压力正常，马上派人去就地确认阀门就地开度，若是阀门卡涩，此时可以在DCS上小开度的调节低压给水调阀，看是否能后恢复正常，否则就地摇开低压给水旁路电动阀一定开度，维持汽包水位正常，并马上联系检修处理，并通知中调维持我厂#3机组负荷稳定.

5、检查系统相关各阀门状态是否正确，发现阀门被误开关，应视情况看能否马上关闭或打开该阀门；如果被误开关阀门在远方无法打开或关闭，应马上安排人员就地摇开或关闭；关闭高中低压汽包定排、连排，尽量减小汽包工质损失。

6、若发现低压汽包水位低报警出现，在DCS上检查的同时马上派人去现场就地检查，如果发现就地出现大量蒸汽或水泄漏，马上汇报值长，作紧急停炉处理。

事故预想题目：#3机热态启机，低压主蒸汽电动阀开启时卡涩拒动

一、事故现象：

1、DCS发#3机“LP MAIN MV FLT ALARM”报警；

2、DCS发#3机“LP MAIN STM MV TIME-OVER ALARM”报警；

3、DCS中该阀门显示半开半关状态；

4、#3机汽轮机进汽过程中，低压旁路阀仍保持较大开度，不会逐渐关闭；

5、机组负荷升至300MW以上后，上升缓慢。

二、事故原因：

1、#3机低压主蒸汽电动门机械卡涩导致过力矩；

2、#3机低压主蒸汽电动门电气控制回路故障导致该门无法开启；

3、#3机低压主蒸汽电动门阀门力矩调整不档，力矩偏小。

三、处理步骤：

1、低压主蒸汽电动阀卡涩拒动时，监视机组相关参数（例如低压缸排汽温度、低压缸胀差等）在正常范围。

2、至电子设备间复位电气开关，在开关柜处尝试打开该电动门。

3、若打开阀门，检查机组相关运行参数正常。

4、若不能开启低压电动主汽门，应立即通知检修处理。

5、若检修经处理仍无法电动打开该阀，则手动摇开该阀。

6、事故处理过程中，若由于低压缸进汽流量少导致低压缸排汽温度上升或其它相关参数发生异常，适当开启辅汽至#3机低压缸冷却蒸汽回路，增加低压缸进汽量。

7、随着负荷上升，低压汽包压力可能较高，留意必要时开启低压系统电动疏水阀泄压。

8、停机后联系检修处理。

事故预想题目：机组启动过程中DCS上发“凝汽器检漏系统报警”

一、事故现象：

1、DCS有“HOTWELL SAMPLING CONDUCTIVITY RANGE OVER”、“TUBE LEAK DECTECTOR

SYSTEM COMMON ALARM”报警；

2、DCS上相应机组凝结水电导超限，NA+含量可能大于5ppb；

3、化水监控终端机上显示所在机组凝结水和炉水的电导有上升趋势，相应PH

值有下降趋势，并可能伴随出现水汽品质数据黄色超标报警；

4、就地凝汽器检漏装置柜上有电导高声光报警；

5、在机组负荷不变、凝汽器补水阀未开的情况下，凝汽器水位短时内可能升高

较快。

二、事故原因：

1、凝汽器检漏装置失电、其真空泵跳闸等故障；

2、凝汽器检漏装置树脂失效；

3、凝结水加药过多，电导超标；

4、除盐水水质不合格；

5、凝汽器内部钛管破裂，导致海水泄漏进入凝汽器。

三、处理步骤：

1、就地检查凝汽器检漏装置运行情况是否正常，检查报警原因是否为温度过高

（＞40度）、压力过低（＜0.3MPa）、电流故障（>2－3A），若为上述原因所致，调整检漏装置运行情况，消除上述报警或停运检漏装置，通知检修处理。

2、若凝汽器检漏装置运行正常，报警原因为电导度过高（＞1us/cm）,检漏装

置树脂变黑，且凝汽器检漏装置的钠表Na+含量显示正常，化水终端机上凝结水和炉水各项指标显示正常，则是凝汽器检漏装置树脂失效，为误报警，应及时联系检修更换树脂。

3、若凝汽器检漏装置运行正常，报警原因为电导度过高（＞1us/cm）,检漏装

置Na+含量正常，而化水终端机上显示凝结水电导（正常＜10us/cm）和炉水电导增加、PH值下降（正常PH值在9~10），应首先询问化学人员凝结水的加药情况，如果是加药过多所致，则开锅炉汽包蒸发器底部排污阀，加大连排开度，排污过程中注意凝汽器水位变化，并监视汽水品质，如短时间内无好转，应通知化学人员检测凝结水钠含量（正常＜5ppb），加大凝汽器补水，加强锅炉排污。

4、通知化学人员检测除盐水水质，如果除盐水水质不合格，应停止往凝汽器补

水，密切监视机组凝汽器水位，及时查找除盐水水质不合格原因，尽快处理；

同时密切监视其它运行机组各汽水指标，维持低负荷运行，如水质短时间内无好转，则视水质情况决定是否停机。

5、如果在机组并网前，当手动化验凝结水和炉水钠含量超标时，应推迟机组并

网，待消除缺陷，凝结水、炉水各项指标合格后方可并网，如果不能消除缺陷应当停机处理。

6、如果在机组加负荷过程中或启动完毕后，手动化验凝结水电导值和钠含量超

标则按以下等级处理：

a)一级（72小时内恢复）：若手动化验凝结水钠含量在5ppb≤Na+≤10ppb，

DCS凝结水电导率≥0.3μs/cm并有不断升高趋势；

主机处理方法：提高连排开度，适当加大底部排污，循环水加锯末屑堵漏；

化学处理方法：人工取样分析凝结水Na+和蒸汽Na+，若凝结水Na+与检漏在线钠表接近，蒸汽Na+≤3ppb，则判断为凝汽器轻微漏海水；此时应提高炉水磷酸盐加药量，确保炉水PH＞9.3。

b)二级（24小时内恢复）：若手动化验凝结水钠含量在10ppb≤Na+≤20ppb，

DCS凝结水电导率≥0.4μs/cm，化水终端机凝结水电导率有升高趋势；

主机处理方法：提高连排开度，加大底部排污，循环水加锯末屑堵漏，适当降低机组负荷，适当降低循环水母管压力；

化学处理方法：人工取样分析凝结水Na+与检漏装置钠表接近，则判断为凝汽器中度漏海水；此时应提高炉水磷酸盐加药量，确保炉水PH不低于

9.0，退出1个磷酸盐箱运行，往另一个磷酸盐溶液箱中加溶1或2瓶NaOH

分析纯，观察炉水PH值，并调整磷酸盐加药量，确保炉水PH＞9.3，取样检测蒸汽Na+，若Na+≤5ppb则继续维持观察和检测，若蒸汽Na+≥5 ppb并迅速恶化，申请停机。

c)三级（4小时内有好转）：若手动化验凝结水钠含量在20ppb≤Na+＜400ppb，

DCS凝结水电导率≥0.65μs/cm，化水终端机凝结水电导率升高较快，并可能大于报警值10μs/cm且炉水8.5≤PH≤9.2；

主机处理方法：全开连排开度，加大底部排污，循环水加锯末屑堵漏，降低机组负荷，降低循环水母管压力，补充除盐水，条件许可时适当排补凝结水，同时提醒化学人员保证除盐水供给，做好停机准备；水质4小时内不好转，则申请停机。

化学处理方法：人工取样分析凝结水Na+与检漏装置钠表接近，则判断为凝汽器严重漏海水，提高炉水磷酸盐加药量，确保炉水PH＞9.0，往2个磷酸盐溶液箱中各加溶1或2瓶NaOH分析纯，观察炉水PH值，并调大磷酸盐加药量，确保炉水PH＞9.0，取样检测蒸汽Na+，若Na+≤5ppb则继续维持观察和检测，若蒸汽Na+≥5ppb并迅速恶化，应申请停机。

d)四级（紧急停机）：若手动化验凝结水钠含量在Na+≥400ppb，或炉水PH≤

7.0且DCS凝结水电导率≥1.0μs/cm，化水终端机凝结水电导率升高较

快，并大于报警值10μs/cm；

主机处理方法：全开连排开度，加大底部排污，申请紧急停机，同时加大补充除盐水，条件许可时适当排补凝结水；当给水泵停止时通知化学停止

加药；

化学处理方法：人工取样分析凝结水Na+与检漏装置钠表接近，锯末堵漏效果不明显，则判断为凝汽器大量漏海水；此时应提高炉水磷酸盐加药量，确保炉水PH＞9.0，2个磷酸盐溶液箱中各加溶2瓶NaOH分析纯，同时观察炉水PH值，并调大磷酸盐加药量，确保炉水PH＞9.0，取样检测蒸汽Na+，若Na+≤5ppb则说明蒸汽品质污染尚不严重，若蒸汽Na+≥5ppb并迅速恶化，说明蒸汽品质已严重恶化；当给水泵停运后，即停止加磷酸盐。

7、当凝汽器发生泄漏后，在机组停机后再次启动点火前务必尽可能排放完已渗

入海水的凝汽器热井存水，防止高浓度的氯离子进入炉管发生腐蚀，观察和适时检测凝结水钠含量的变化趋势，当Na+≤20ppb后可停止凝结水排放，做开机准备。

事故预想题目：机组启动过程中控制油压突降，备用泵自启

一、事故现象：

1、DCS上发出“CNTL OIL SUPL PRESS LOW”报警，控制油压力低于8.3MPa；

2、DCS上发出“GT MAIN CNTL OIL PUMP（*）BACK UP RUN”报警；

3、DCS上可能发出“CNTL OIL TANK LEVEL LOW”报警；

4、DCS上可能发出“CONTROL OIL PUMP (*) FAULT”报警；

5、DCS上可能发出“控制油泵出口滤网压差大”报警；

6、DCS上可能出现“燃烧室旁通阀伺服模块偏差大”报警及“燃烧室旁路阀异

常”报警；

7、DCS上可能出现“IGV伺服模块偏差大”报警及“IGV ABN”报警；

8、运行控制油泵电流异常；

9、控制油系统可能漏油，同时控制油箱油位下降。

二、事故原因：

1、控制油系统漏油；

2、运行控制油泵故障或者控制油泵电机电气保护动作；

3、运行控制油泵出口滤网堵塞；

4、控制油泵出口安全阀误动作；

5、运行控制油泵出口手动阀被误关；

6、控制油用户伺服阀/油动机故障；

7、控制油压力变送器故障；

8、控制油泵出口母管蓄能器故障。

三、处理步骤：

1.密切监视控制油系统压力、控制油泵电流及控制油系统各用户动作情况。

2.立即派人就地检查异常原因，必要时通知检修共同确认控制油系统运行状

况。

3.若机组在升速过程中，则应在缺陷处理结束后再并网；若机组已并网，则退

出ALR ON，在缺陷处理结束后再投入ALR ON升负荷（若机组冷、温态启动，冷态大于51MW、温态大于77MW时，投入ALR ON 时需要注意，要先将负荷降至一定值（冷态小于46MW，温态小于72MW）以下，在逻辑控制画面ALR CONTROlL-2 中，待暖机负荷设定值与机组实际负荷比较输出信号为0 后再投入ALR ON）。

4.若控制油泵出口手动阀被误关，应及时开启阀门，停运备用泵（在电气包备

用泵电源开关上将控制旋钮切至手动再投回自动）。

5.若控制油泵出口滤网压差大，应在确认备用泵运行正常后，在DCS停运原运

行控制油泵。

6.若检修确认原运行控制油泵故障，应在确认备用泵运行正常后，在DCS停运

原运行控制油泵。

7.若控制油泵出口安全阀动作，应在确认备用泵运行正常后，在DCS停运原运

行控制油泵。

8.若控制油泵出口母管蓄能器故障，应及时联系检修处理。

9.若控制油压力变送器故障，应维持两台控制油泵运行，待检修消除压力变送

器故障后再停运备用泵。

10.若系统存在漏点，应及时隔离或联系检修堵漏；若漏点无法消除油箱油位无

法维持应尽快降负荷停机。

11.以上检查若均正常，应联系检修检查控制油各用户伺服阀是否正常，根据检

修检查情况决定是否维持机组运行。

12.若DCS出现“燃烧室旁通阀伺服模块偏差大”或者“IGV伺服模块偏差大”

等报警，则应密切留意燃烧室旁通阀或IGV的动作情况，并通知检修检查。

若偏差过大而导致机组跳闸，则按跳机程序处理。

2021风电场运行、检修和安全工作的基本内容

When the lives of employees or national property are endangered, production activities are stopped to rectify and eliminate dangerous factors. （安全管理） 单位：___________________ 姓名：___________________ 日期：___________________ 2021风电场运行、检修和安全工 作的基本内容

2021风电场运行、检修和安全工作的基本内 容 导语：生产有了安全保障，才能持续、稳定发展。生产活动中事故层出不穷，生产势必陷于混乱、甚至瘫痪状态。当生产与安全发生矛盾、危及职工生命或国家财产时，生产活动停下来整治、消除危险因素以后，生产形势会变得更好。"安全第一" 的提法，决非把安全摆到生产之上;忽视安全自然是一种错误。 风电场的运维工作主要包括运行、检修和安全三个方面，具体如下： 一、运行工作内容 1、一般规定 风电场运行工作主要包括： 风电场系统运行状态的监视、调节、巡视检查。 风电场生产设备操作、参数调整。 风电场生产运行记录。 风电场运行数据备份、统计、分析和上报。 工作票、操作票、交接班、巡视检查、设备定期试验与轮换制度的执行。 风电场内生产设备的原始记录、图纸及资料管理。 风电场内房屋建筑、生活辅助设施的检查、维护和管理。

开展风电场安全运行的事故预想和对策。 应根据风电场安全运行需要，制定风电场各类突发事件应急预案。 生产设备在运行过程中发生异常或故障时，属于电网调管范围的设备，运行人员应立即报告电网调度；属于自身调管范围的设备，运行人员根据风电场规定执行。 2、系统运行 风电场变电站中属于电网直接调度管辖的设备，运行人员按照调度指令操作；属于电网调度许可范围内的设备，应提前向所属电网调度部门申请，得到同意后进行操作。 通过数据采集与监控系统监视风电机组、输电线路、升压变电站设备的各项参数变化情况，并做好相关运行记录。 分析生产设备各项参数变化情况，发现异常情况后应加强该设备监视，并根据变化情况做出必要处理。 对数据采集与监控系统、风电场功率预测系统的运行状况进行监视，发现异常情况后做出必要处理。 定期对生产设备进行巡视，发现缺陷及时处理。 进行电压和无功的监视、检查和调整，以防风电场母线电压或吸收电网无功超出允许范围。

风电厂事故预想汇总

变电站事故预想 1、变压器轻瓦斯动作的处理 2、变压器重瓦斯动作的处理 3、变压器差动保护动作的处理 4、变压器后备保护动作的处理 6、变压器压力释放保护动作的处理 7、变压器有载调压开关调压操作时滑档怎样处理 8、有载调压操作输出电压不变化，怎样判断处理？ 11、主变着火如何处理？ 12、主变套管严重跑油如何处理？？ 13、运行中发现液压机构压力降到零如何处理？ 14、检查中发现液压机构储压筒或工作缸、高压油管向外喷油，如何处理？ 16、液压机构油泵打压不能停止如何处理？ 18、液压机构发出“油泵运转”、“压力降低”、“压力异常”预告信号，如何处理？ 20、 35KV开关电磁机构合闸操作时，合闸接触器保持，如何处理？？ 23、油开关严重漏油，看不见油位，如何处理？ 27、 SF6断路器SF6低压力报警的判断处理 28、 SF6断路器SF6低压闭锁的判断处理 29、 SF6开关液压机构打压超时故障的判断处理

1、巡视检查中发现刀闸刀口发热、发红怎样处理？ 2、手动操作机构刀闸拒分，拒合怎样处理？ 1、电流互感器二次开路，如何处理？ 2、浠1#、2#主变并列运行中若浠互31PT有一相套管严重破裂放电接地，如何处理？ 3、本站35KVPT二次保险熔断有哪此现象？如何处理？ 4．巡视检查发现浠互02PT严重漏油看不见油位如何处理？ 5、巡视发现浠互30PT严重渗油，如何处理？ 6、浠互01PT二次回路故障如何处理？ 7、阀型避雷器故障如何分析判断处理 8、运行中发现浠互02避雷器瓷瓶有裂纹时怎样处理？ 10．浠03开关出线耦合电容器A相爆炸怎样处理？ 浠2＃所变高压侧浠38开关故障跳闸，如何处理？ 1、全站失压的判断处理 2、系统出现谐振过电压事故的处理 3、在进行１１０ＫＶ母线送电的操作中，当推上某一开关的两侧刀闸后，突然出现谐振现象，应如何判断处理？ １＃主变保护动作，使全站失压，如何处理？ １、中央信号盘“直流母线接地”光字牌亮如何处理？ ２、本站１＃整流屏出现故障后怎样处理？ ３、３５ＫＶ单相接地的故障处理

2021年发电厂运行及事故预想处理方法

电气汽机锅炉 欧阳光明（2021.03.07） 运行技术及事故预想处理方法 前言 为了给企业安全生产提供更好的帮助，提高对各类违章行为危害的认识，采取针对性措施，有效杜绝恶性事故的发生, 特此编集了本运行技术及事故预想处理方法。 作为员工在工作期间及今后时期学习教材。教材收录了电气及汽机和锅炉系统发生事故时的操作方法。避免误操作对人员伤害和对设备损害等人为事故发生。严格遵守安全操作规程、认真执行“两票三制”制度。 通过学习运行技术及事故预想处理方法，我们可以更好更快的处理事故减少不必要的财产损失。坚决杜绝“违章事故发生”。一时的疏忽大意或麻痹侥幸都可能造成极其严重的后果。希望通过学习广大员工要“反违章从我做起”，形成“关爱生命，关注安全”的良好氛围，不断提高全体员工的安全意识和综合素质。 公司全体员工要高度重视,认真组织学习讨论。要充分认识到安全、发展、希望的关系。为此，也希望得到全体员工的响应和支持。 电气运行技术及事故预想处理方法 1 PT刀闸辅助接点接触不良事故处理和防范措施？ 1、象征： （1）发电机PT断线信号发出； （2）有功表无功表指示降低； （3）发电机端电压指示降低。 2、处理： （1）监视其他参数，维持发电机运行； （2）停止调整有、无功负荷； （3）严密监视定子电流、转子电压、电流变化情况，不允许超过额定值。 3、措施： （1）结合春秋检及机组大小修对所有刀闸辅助接点进行全面检查；

(2) 确保三年内不再发生类似现象。 2 10kV B相线性接地象征及处理？ 1、象征： （1）10kV母线接地信号发出； （2）三相绝缘电压表中B相降为零； （3）A、C两相上升至线电压。 2、处理： （1）询问机炉是否有启动10KV动力设备，如有应停运； （2）联系机炉将10kV设备倒备用设备或逐一停运，找出接地点；（3）将10kVA段PT退出，若信号未消除，重新投入PT； （4）将发电机与系统解列； （5）10kVA段母线停电。 3 发电机失去励磁象征及处理？ 1、象征： ⑴转子电流为零或接近于零； ⑵定子电流显著升高并摆动； ⑶有功功率降低并摆动； ⑷机端电压显著下降，且随定子电流摆动； ⑸无功负值，进相运行。 2、处理： ⑴对于不允许无励磁运行的发电机应立即从电网上解列。 ⑵对于允许无励磁运行的发电机，迅速降低有功功率到允许值； ⑶迅速启动备用励磁机等恢复励磁； ⑷在规定时间内仍不能使机组恢复励磁，解列发电机系统。 4 发电机CT回路故障象征及处理？ 1、象征： （1）仪表用CT开路时，有无功指示降低，开路相电流到零；（2）开路CT有较大的电磁振动声时，开路点有火花和放电响声；（3）有关保护可能误动； （4）若是自动励磁调节器用CT断线时，励磁输出不正常。 2、处理： （1）对CT所带回路进行检查，并通知检修处理； （2）若CT内部开路或开路点靠近一次设备时，汇报值长停机处理； （3）处理CT开路，按照安规有关规定进行。 5 变压器差动保护动作象征及处理？ 1、象征： （1）变压器相关参数指示到零；

燃气电厂历年事故预想

目录 一、燃气轮机 事故预想题目：#1机组运行中，润滑油系统着火 (1) 事故预想题目：机组解列后转速达3330rpm，电气超速保护和后备电气超速不动作 (2) 事故预想题目：机组满负荷时，燃机轮间温度持续升高 (3) 事故预想题目：机组启动中（并网后未至暖机负荷）DCS发出BPT温差大报警 (4) 事故预想题目：机组运行中，燃机进气滤压差逐渐增大 (5) 事故预想题目：机组正常运行，主厂房机组天然气管道出现泄漏 (6) 二、蒸汽轮机 事故预想题目：#1机PCS控制系统失电 (8) 事故预想题目：#1机启机过程中，轴封母管的压力不断下降 (9) 事故预想题目：停机时，机组辅汽切换后轴封系统异常 (11) 事故预想题目：#3机满负荷，凝结水泵A变频运行，出现低压汽包水位低报警 (12) 事故预想题目：#3机热态启机，低压主蒸汽电动阀开启时卡涩拒动 (14) 事故预想题目：机组启动过程中DCS上发“凝汽器检漏系统报警” (15) 事故预想题目：机组启动过程中控制油压突降，备用泵自启 (17) 事故预想题目：机组运行，DCS控制油箱油位低报警，运行控制油泵泵体大量漏油 (19) 事故预想题目：机组启停过程中，汽机高压旁路阀（自动状态下）无法打开 (20) 事故预想题目：机组热态启动时，DCS上出现汽轮机胀差高报警 (21) 事故预想题目：机组正常运行时，凝汽器真空缓慢下降 (23) 事故预想题目：停机后，转速到0时盘车不能自投 (25) 三、发电机 预想事故题目：机组满负荷运行中，氢气压力不断降低 (26) 预想事故题目：#3机组正常运行时，消防系统终端机中有#3机6.5米和13米可燃气体探测仪报警，#3机备用罩壳风机自启动 (27) 事故预想题目：机组运行过程中，排氢调节油箱浮球阀故障（卡涩在全关位） (28) 预想事故题目：机组运行时,真空油箱油位不断降低 (29) 四、余热锅炉 事故预想题目：高压过热器喷水减温调节阀卡涩 (30) 事故预想题目：机组启动时，高压给水调阀内漏严重，高压汽包水位不断上升 (31) 事故预想题目：机组汽机进汽后，高压给水主路调门阀杆卡涩 (32) 五、公用系统 事故预想题目：#2机组满负荷运行时，#2机循环水泵B跳闸 (33) 事故预想题目：在3台机循环水母管制运行且3台机带高负荷时，#2机循环水泵B事故跳闸，#2机循环水泵B出口蝶阀卡在全开位置无法关闭 (34) 事故预想题目：闭冷水压力低，且备用闭式冷却水泵无法启动 (35) 事故预想题目：三台机组正常运行，1台及以上闭式冷却水泵跳闸 (36) 事故预想题目：三台机满负荷运行时，水水交换器出口闭冷水温度增长较快 (38)

电气事故预想及处理方法

电气专业事故预想参考答案 1、发电机温升过高 现象：发电机定子线圈、转子线圈或铁芯温度超过规定值；发电机进出口风温温差增大。 处理方法： （1）定子线圈和进风温度正常，而转子线圈温度异常升高，这是转子温度表失灵或三相电流不平衡超过允许值引起的，应检查转子温度表或减少三相负荷不平衡。 （2）转子线圈和进风温度正常，而定子线圈温度异常升高，这是定子温度表失灵或定子测温元件在运行中增大或开路引起的，应检查定子温度表或由检修处理。（3）定子温度和进口温度都增高，是由于冷却水系统发生故障，应通知汽机检查空气冷却器是否断水或水压过小、水温升高。 （4）进风温度正常，而出风温度升高，这是通风系统异常，应调整风道挡板，必要时停机处理。 （5）经上述处理温度仍无法降低时，应降低发电机无功及有功负荷，直至温度降低至许可范围之内。 2、发电机变为同步调相机运行 现象： （1）主汽门关闭并报警； （2）发电机有功功率表指示为负值； （3）发电机无功功率表指示升高； （4）定子电流表指示可能稍低； （5）定子电压表及励磁回路的仪表指示正常。 处理方法： （1）若汽机未发报警信号则不应将发电机解列，而应报告值长，请汽机运行人员挂上保安器，增加有功负荷，恢复发电机的正常运行。 （2）汽机人员如在额定转速下无法挂上危机保安器时，则应降低无功负荷，将发电机与系统解列，降低转速，待挂上危机保安器后，重新并列带负荷，恢复发电机的正常运行。

3、发电机过负荷 现象： （1）“过负荷”报警； （2）定子、转子电流超过允许值； 处理方法： （1）发电机过负荷时，可首先降低励磁电流，减少发电机的无功负荷，但应保持发电机不能进相运行； （2）若降低发电机的无功负荷不能消除过负荷，则应根据值长命令，降低发电机有功负荷； （3）在系统事故情况下，联络线低周保护应使发电机解列单机运行，若该保护拒动，当频率低于49Hz时，可手动解列，待系统正常后再并列。这时应报告值长，按发电机过负荷参数表运行，并加强对发电机出口风温、定子温度的监视，对发电机进行全面检查，应无异常。 4、发电机升不起电压 现象： 发电机转速正常，升压时发电机定子电压升不起来。 处理方法： （1）检查励磁开关是否合上、起励电源开关是否合上。 （2）检查励磁回路、转子回路接线是否正确，有无断线和接触不良之处。（3）检查启励回路有无断线和接触不良之处。 5、发电机非同期振荡 现象： 1、定子电流表的指示剧烈的变化，且范围较大； 2、发电机和母线上各电压表的指示剧烈的变化； 3、有功功率表指示剧烈的变化； 4、转子电流表、电压表在正常运行值附近变化； 5、频率表的指示忽上忽下，发电机发出有节奏鸣音，鸣音的变化和仪表的变化一致； 6、发电机若装有强行励磁装置，可能间歇动作；

发电厂运行及事故预想处理方法

电气汽机锅炉 运行技术及事故预想处理方法 前言 为了给企业安全生产提供更好的帮助，提高对各类违章行为危害的认识，采取针对性措施，有效杜绝恶性事故的发生, 特此编集了本运行技术及事故预想处理方法。 作为员工在工作期间及今后时期学习教材。教材收录了电气及汽机和锅炉系统发生事故时的操作方法。避免误操作对人员伤害和对设备损害等人为事故发生。严格遵守安全操作规程、认真执行“两票三制”制度。 通过学习运行技术及事故预想处理方法，我们可以更好更快的处理事故减少不必要的财产损失。坚决杜绝“违章事故发生”。一时的疏忽大意或麻痹侥幸都可能造成极其严重的后果。希望通过学习广大员工要“反违章从我做起”，形成“关爱生命，关注安全”的良好氛围，不断提高全体员工的安全意识和综合素质。 公司全体员工要高度重视,认真组织学习讨论。要充分认识到安全、发展、希望的关系。为此，也希望得到全体员工的响应和支持。 电气运行技术及事故预想处理方法 1 PT刀闸辅助接点接触不良事故处理和防范措施？ 1、象征： （1）发电机PT断线信号发出； （2）有功表无功表指示降低； （3）发电机端电压指示降低。 2、处理：

（1）监视其他参数，维持发电机运行； （2）停止调整有、无功负荷； （3）严密监视定子电流、转子电压、电流变化情况，不允许超过额定值。 3、措施： （1）结合春秋检及机组大小修对所有刀闸辅助接点进行全面检查； (2) 确保三年内不再发生类似现象。 2 10kV B相线性接地象征及处理？ 1、象征： （1）10kV母线接地信号发出； （2）三相绝缘电压表中B相降为零； （3）A、C两相上升至线电压。 2、处理： （1）询问机炉是否有启动10KV动力设备，如有应停运； （2）联系机炉将10kV设备倒备用设备或逐一停运，找出接地点； （3）将10kVA段PT退出，若信号未消除，重新投入PT； （4）将发电机与系统解列； （5）10kVA段母线停电。 3 发电机失去励磁象征及处理？ 1、象征： ⑴转子电流为零或接近于零； ⑵定子电流显着升高并摆动； ⑶有功功率降低并摆动； ⑷机端电压显着下降，且随定子电流摆动； ⑸无功负值，进相运行。 2、处理： ⑴对于不允许无励磁运行的发电机应立即从电网上解列。 ⑵对于允许无励磁运行的发电机，迅速降低有功功率到允许值； ⑶迅速启动备用励磁机等恢复励磁； ⑷在规定时间内仍不能使机组恢复励磁，解列发电机系统。 4 发电机CT回路故障象征及处理？ 1、象征： （1）仪表用CT开路时，有无功指示降低，开路相电流到零；（2）开路CT有较大的电磁振动声时，开路点有火花和放电响声； （3）有关保护可能误动； （4）若是自动励磁调节器用CT断线时，励磁输出不正常。 2、处理： （1）对CT所带回路进行检查，并通知检修处理； （2）若CT内部开路或开路点靠近一次设备时，汇报值长停机处理； （3）处理CT开路，按照安规有关规定进行。 5 变压器差动保护动作象征及处理？ 1、象征： （1）变压器相关参数指示到零； （2）变压器各侧开关跳闸。 2、处理：

电气事故预想及处理

1.发电机转子一点接地的现象及处理？应注意哪些事项？ 答：当发电机接地时，发电机保护“转子一点接地”光字牌亮。转换1AC电气控制柜“发电机转励磁回路绝缘检查”转换开关，打至“+”“-”对地，接地相为零或接近于零，另一相等于或接近于发电机转子电压。将发电机保护屏内发电机转子两点接地保护投入，测量保护出口压板两端无电压并将保护压板投入。发电机出项转子一点接地后，禁止在发电机转子回路工作和更换发电机碳刷。 2.10KV母线单相接地的现象及处理？应注意哪些事项？ 答：当10KV母线出现单相接地时，10KV母线相电压表接地相为零或接近于零，另两相升高√3 倍或升高。首先告知调度对侧是否有接地现象，如无接地现象，电站就按正常停机程序停机。如10KV母线还存在接地现象，把厂用电切换至保安电检查电站母线及至电站联络线是否有接地现象。接地现象出现后连续运行不得超过两小时。 3.更换发电机碳刷时的顺序？应注意哪些事项？ 答：当发电机碳刷冒火花或磨损至2/3时，应进行更换碳刷，1.取下碳刷上的压簧，2.拧松碳刷辫螺丝，

3.取出碳刷。安装时与之相反。更换碳刷时应单手操作，不许人体另一点接触发电机。 4.备用变压器正在检修，工作变压器事故跳闸时的事故处理？ 答：全厂停电，停用所有电机，检查保安电是否自动投入，如无手动强送，再按停机程序处理。 5.如何从10KV母线相电压表来判断是单相接地还是电压互感器低压熔丝熔断？ 答：10KV母线相电压表接地相为零，另外两相升高√3倍，则为10KV母线单相接地。10KV母线相电压表接地相为零，另外两相电压不变。则为10KV母线电压互感器低压侧熔丝熔断。 6.并网的条件有哪些? 答：1.频率与系统频率一致。2.电压与系统电压相等。 3.相位与系统相位一致。 7.我们站有几个同期点？ 答：我们电站有两个同期点，发电机的同期点和联络线的同期点。 8.发电机进出风温是如何规定的，为什么？ 答：发电机进风温度在20℃----40℃之间，如果进风温度过高容易引起绝缘老化脱落，降低绝缘。如果进风温度过低容易结露，绝缘降低。进出风温差不得大

水电站事故预想

水电站事故预想 一、发电机过负荷： 1.现象： 1) 定子电流和转子电流指示可能超过额定值。 2) 有、无功表指示超过额定值。 3) 定子温度有所上升，系统频率、电压可能降低。 2.处理方法： 1) 系统故障（系统频率、电压降低），按本机事故过负荷的能力掌握时间，监视发电机各部分温度不超限，定子电流为额定值。 2) 系统无故障，单机过负荷，系统电压正常： A. 减少无功，使定子电流降到额定值以内，但功率因数不超过0.95，定子电压不低于0.95倍额定电压。注意定子电流达到允许值所经过的时间，不允许超过规定值。 B. 若减少无功不能满足要求，则请示值长降低有功。 C. 若AC励磁调节器通道故障引起定子过负荷，应将AC调节器切至DC调节器运行。 D. 加强对发电机端部、滑环和整流子的检查。如有可能加强冷却：降低发电机入口风温，发电机、变压器组增开油泵、风扇等。 E. 过负荷运行时，应密切监视定子线圈，空冷器前后的冷、热风温度、机组振动摆度，不准超过允许值，并作好详细的记录。 F. 检查调速器功率闭环控制或集中监控系统是否正常，必要时退出本机参加AGC、AVC运行。

二、发电机三相电流不平衡： 1.现象： 1) 定子三相电流指示互不相等，三相电流差较大，负序电流指示值也增大。 2) 当不平衡超限且超过规定运行时间时，负序信号装置发“发电机不对称过负荷”信号。 3) 造成转子的振动和发热。 2.处理方法： 当发电机三相电流不平衡超限运行时，若判明不是表计回路故障引起，应立即降低机组的负荷，使不平衡电流降到允许值以下，然后向系统调度汇报。等三相电流平衡后，再根据调度命令增加机组负荷。水轮发电机的三相电流之差，不得超过额定电流的20%，同时任何一相的电流，不得大于其额定值。水轮发电机允许担负的负序电流，不得大于额定电流的12%。 三、发电机温度异常： 1.现象：发电机绕组或铁心温度比正常值明显升高或超限，发电机各轴承温度比正常值明显升高或超限。 2.处理： 1) 判断是否为表计或测点故障，是则通知维护处理，并将故障测点退出，密切监视其它测点的温度正常。 2) 若表计或测点指示正确，温度又在急剧上升，则减负荷使温度降到额定值以内。否则停机处理。

汽机事故预想汇总

1汽轮机超速 1.1主要危害 严重时导致叶轮、叶片及围带松动变形脱落、轴承损坏、动静摩擦甚至断轴。 1.2现象 1）机组突然甩负荷到零，转速超过3000rpm并继续上升，可能超过危急保安器动作转速。 2）DEH电超速、OPC超速、TSI电超速、机械超速保护动作、报警发出。 3）机组发出异常声音、振动变化。 1.3原因 1）DEH系统控制失常。 2）发电机甩负荷到零，汽轮机调速系统工作不正常。 3）进行超速保护试验时转速失控。 4）汽轮机脱扣后，主汽门、调速汽门、高压缸排汽逆止门及抽汽逆止门、供热快关阀等卡涩或关不到位。 5）汽轮机主汽门、调速汽门严密性不合格。 1.4处理 1）汽机转速超过3330rpm而保护未动作应立即手动紧急停机，并确认主机高、中压主汽门，高、中压调门，各抽汽逆止门、供热快关阀应迅速关闭。 2）破坏凝汽器真空，锅炉泄压。汽机跳闸后，检查主机主汽门、调门和抽汽逆止门应关闭严密。若未关严，应设法关严若发现转速继续升高，应采取果断隔离及泄压措施。 4）当超速保安系统各环节部套设备，未发现任何明显损坏现象，且停机过程中未发现机组异常情况时，则在超速跳闸保护系统调整合格（包括危急遮断器调整），且主汽门、调门、抽汽逆止门等关闭试验合格后，方可重新启动机组。并网前必须进行危急遮断器注油试验，并网后，还须进行危急遮断器升速动作试验，试验合格后，方允许重新并网带负荷。 5）重新启动过程中应对汽轮机振动、内部声音、轴承温度、轴向位移、推力轴承温度等进行重点检查与监视，发现异常应停止启动。 6）由于汽轮机主汽门、调速汽门严密性不合格引起超速，应经处理且严密性合格后才允许启动。 1.5防范措施 1）启动前认真检查高、中压主汽门、调速汽门开关动作灵活，调节系统存在调节部套卡涩、调整失灵或其他工作不正常时，严禁启动。 2）机组启动前的试验应按规定严格执行。 3）机组主辅设备的保护装置必须正常投入，汽轮机安全监控系统各参数显示正确，否则禁止启动，运行中严禁随意退出保护。 4）主汽门、调速汽门严密性试验不合格，严禁进行超速试验。 5）严格按规程要求进行调节保安系统的定期试验并做好完整的试验记录，运行中任一汽轮机超速保护故障不能消除时应停机消除。 6）应定期进行危急保安器充油试验、各停机保护的在线试验和主汽门、调速汽门及各抽汽逆止门的活动试验。 7）在机组正常启动或停机的过程中，汽轮机旁路系统的投入应严格执行规程要求。 8）停机过程中发现主汽门或调速汽门卡涩，应将负荷减至0MW，锅炉熄火，汽轮机打闸，发电机解列。 9）加强汽、水、油品质监督，品质符合规定。 10）转速监测控制系统工作应正常。

风电场运行、检修、安全工作内容(2021版)

( 安全管理 ) 单位：_________________________ 姓名：_________________________ 日期：_________________________ 精品文档 / Word文档 / 文字可改 风电场运行、检修、安全工作内 容(2021版) Safety management is an important part of production management. Safety and production are in the implementation process

风电场运行、检修、安全工作内容(2021 版) 风电场的运维工作主要包括运行、检修和安全三个方面，具体如下： 一、运行工作内容 1、一般规定 风电场运行工作主要包括： 风电场系统运行状态的监视、调节、巡视检查。 风电场生产设备操作、参数调整。 风电场生产运行记录。 风电场运行数据备份、统计、分析和上报。 工作票、操作票、交接班、巡视检查、设备定期试验与轮换制度的执行。

风电场内生产设备的原始记录、图纸及资料管理。 风电场内房屋建筑、生活辅助设施的检查、维护和管理。 开展风电场安全运行的事故预想和对策。 应根据风电场安全运行需要，制定风电场各类突发事件应急预案。 生产设备在运行过程中发生异常或故障时，属于电网调管范围的设备，运行人员应立即报告电网调度；属于自身调管范围的设备，运行人员根据风电场规定执行。 2、系统运行 风电场变电站中属于电网直接调度管辖的设备，运行人员按照调度指令操作；属于电网调度许可范围内的设备，应提前向所属电网调度部门申请，得到同意后进行操作。 通过数据采集与监控系统监视风电机组、输电线路、升压变电站设备的各项参数变化情况，并做好相关运行记录。 分析生产设备各项参数变化情况，发现异常情况后应加强该设备监视，并根据变化情况做出必要处理。

输煤系统事故预想1

输煤系统事故预想 一、设备启动出错 启错的可能原因有： 1、作人员系统不熟悉，马虎大意，技术水平低。 2。、现场电气接线或者就地挂牌与程控不一致。 采取措施： 1、现场人员不可触碰任何有可能转动的设备。 2、加强操作人员培训熟悉系统，提高技术水平，专心操作。 3、确认现场电气接线或者就地挂牌与程控一致。 二、皮带断裂或撕裂 皮带断裂的原因有： 1、皮带接口质量不好。 2、皮带上有“三块”未及时发现清理，卡在导料槽内或滚筒间。 3、拉紧装置卡住，上下移动不灵活。 4、皮带过负荷。 5、滚筒不转，与皮带摩擦过大。 采取措施： 1、巡检人员只能在皮带巡检专用道上巡检。 2、根据皮带机启动检查卡认真检查。 3、加强皮带机现场巡检，及时发现故障隐患。 4、认真监视皮带运行状况，及时调整皮带煤流量，禁止带负荷启、停皮带。 三、机械人身轻伤事故

机械人身轻伤事故的原因有： 1、调试运行期间最易发生转动设备在没有警示情况下，有人误启动。 2、转动设备在运行时有异物甩出来，如除铁器除出的铁块甩出伤人，碎煤 机检查门未关紧，煤块甩出伤人。 3、有人不听指挥,自已乱动设备，。 4、运行中清理滚筒粘煤或者用手清理卫生。 5、有人不走跨越廊桥而爬过输煤皮带。 采取措施： 1、听从指挥，不许站在转动设备的惯性线内。 2、不允许运行中对转动设备进行任何检修或清理工作。 3、启动前认真检查设备的转动部分，有异物及时报告主值。 4、集控室操作人员和现场巡检员配备对讲机保持相互之间的通讯畅通。 四、高空坠落 高空坠落的原因有： 1、在设备未验收情况下，楼梯的护栏未必牢固（如碎煤机室）； 2、现场指挥混乱，安全组织措施不全。 3、运行人员安全意识不强。 采取措施： １、现场组织层层负责，加强安全学习。 五、电气事故 电气事故的原因有： 1、带负荷拉合闸；

发电厂运行及事故预想处理方法

发电厂运行及事故预想处理方法

电气汽机锅炉 运行技术及事故预想处理方法

前言 为了给企业安全生产提供更好的帮助，提高对各类违章行为危害的认识，采取针对性措施，有效杜绝恶性事故的发生, 特此编集了本运行技术及事故预想处理方法。 作为员工在工作期间及今后时期学习教材。教材收录了电气及汽机和锅炉系统发生事故时的操作方法。避免误操作对人员伤害和对设备损害等人为事故发生。严格遵守安全操作规程、认真执行“两票三制”制度。 通过学习运行技术及事故预想处理方法，我们可以更好更快的处理事故减少不必要的财产损失。坚决杜绝“违章事故发生”。一时的疏忽大意或麻痹侥幸都可能造成极其严重的后果。希望通过学习广大员工要“反违章从我做起”，形成“关爱生命，关注安全”的良好氛围，不断提高全体员工的安全意识和综合素质。 公司全体员工要高度重视,认真组织学习讨论。要充分认识到安全、发展、希望的关系。为此，也希望得到全体员工的响应和支持。

电气运行技术及事故预想处理方法 1 PT刀闸辅助接点接触不良事故处理和防范措施？ 1、象征： （1）发电机PT断线信号发出； （2）有功表无功表指示降低； （3）发电机端电压指示降低。 2、处理： （1）监视其他参数，维持发电机运行； （2）停止调整有、无功负荷； （3）严密监视定子电流、转子电压、电流变化情况，不允许超过额定值。 3、措施： （1）结合春秋检及机组大小修对所有刀闸辅助接点进行全面检查； (2) 确保三年内不再发生类似现象。 2 10kV B相线性接地象征及处理？ 1、象征： （1）10kV母线接地信号发出； （2）三相绝缘电压表中B相降为零； （3）A、C两相上升至线电压。 2、处理： （1）询问机炉是否有启动10KV动力设备，如有应停运； （2）联系机炉将10kV设备倒备用设备或逐一停运，找出接地点； （3）将10kVA段PT退出，若信号未消除，重新投入PT； （4）将发电机与系统解列； （5）10kVA段母线停电。 3 发电机失去励磁象征及处理？ 1、象征： ⑴转子电流为零或接近于零； ⑵定子电流显著升高并摆动； ⑶有功功率降低并摆动； ⑷机端电压显著下降，且随定子电流摆动； ⑸无功负值，进相运行。 2、处理： ⑴对于不允许无励磁运行的发电机应立即从电网上解列。 ⑵对于允许无励磁运行的发电机，迅速降低有功功率到允许值； ⑶迅速启动备用励磁机等恢复励磁； ⑷在规定时间内仍不能使机组恢复励磁，解列发电机系统。

水电站事故预想

水电站事故预想 一、发电机过负荷 1.现象 1)定子电流和转子电流指示可能超过额定值。 2)有、无功表指示超过额定值。 3)定子温度有所上升，系统频率、电压可能降低。 2.处理方法 1)系统故障（系统频率、电压降低），按本机事故过负荷的能力掌握时间，监视发电机各部分温度不超限，定子电流为额定值。 2)系统无故障，单机过负荷，系统电压正常： A.减少无功，使定子电流降到额定值以内，但功率因数不超过0.95，定子电压不低于0.95倍额定电压。注意定子电流达到允许值所经过的时间，不允许超过规定值。 B.若减少无功不能满足要求则请示值长降低有功。 C.若AC励磁调节器通道故障引起定子过负荷，应将AC调节器切至DC调节器运行。 D.加强对发电机端部、滑环和整流子的检查。如有可能加强冷却： 降低发电机入口风温，发电机、变压器组增开油泵、风扇等。 E.过负荷运行时，应密切监视定子线圈，空冷器前后的冷、热风温度、机组振动摆度，不准超过允许值，并作好详细的记录。 F.检查调速器功率闭环控制或集中监控系统是否正常，必要时退出本机参加AG C、AVC运行。 二、发电机三相电流不平衡

1.现象 1)定子三相电流指示互不相等，三相电流差较大，负序电流指示值也增大。 2)当不平衡超限且超过规定运行时间时，负序信号装置发“发电机不对称过负荷”信号。 3)造成转子的振动和发热。 2.处理方法 当发电机三相电流不平衡超限运行时，若判明不是表计回路故障引起，应立即降低机组的负荷，使不平衡电流降到允许值以下，然后向系统调度汇报。等三相电流平衡后，再根据调度命令增加机组负荷。水轮发电机的三相电流之差，不得超过额定电流的20%，同时任何一相的电流，不得大于其额定值。水轮发电机允许担负的负序电流不得大于额定电流的12%。 三、发电机温度异常 1.现象 发电机绕组或铁心温度比正常值明显升高或超限，发电机各轴承温度比正常值明显升高或超限。2.处理 1)判断是否为表计或测点故障，是则通知维护处理，并将故障测点退出，密切监视其它测点的温度正常。 2)若表计或测点指示正确，温度又在急剧上升，则减负荷使温度降到额定值以内。否则停机处理。 3)检查三相电流是否平衡，不平衡电流是否超限，若超限则按三相不平衡电流进行处理。 4)检查三相电压是否平衡，功率因数是否在正常范围以内，若不符合要求则调整至正常。

风电场运行、检修和安全工作的基本内容

仅供参考[整理] 安全管理文书 风电场运行、检修和安全工作的基本内容 日期：__________________ 单位：__________________ 第1 页共9 页

风电场运行、检修和安全工作的基本内容风电场的运维工作主要包括运行、检修和安全三个方面，具体如下： 一、运行工作内容 1、一般规定 风电场运行工作主要包括： 风电场系统运行状态的监视、调节、巡视检查。 风电场生产设备操作、参数调整。 风电场生产运行记录。 风电场运行数据备份、统计、分析和上报。 工作票、操作票、交接班、巡视检查、设备定期试验与轮换制度的执行。 风电场内生产设备的原始记录、图纸及资料管理。 风电场内房屋建筑、生活辅助设施的检查、维护和管理。 开展风电场安全运行的事故预想和对策。 应根据风电场安全运行需要，制定风电场各类突发事件应急预案。 生产设备在运行过程中发生异常或故障时，属于电网调管范围的设备，运行人员应立即报告电网调度；属于自身调管范围的设备，运行人员根据风电场规定执行。 2、系统运行 风电场变电站中属于电网直接调度管辖的设备，运行人员按照调度指令操作；属于电网调度许可范围内的设备，应提前向所属电网调度部门申请，得到同意后进行操作。 通过数据采集与监控系统监视风电机组、输电线路、升压变电站设备的各项参数变化情况，并做好相关运行记录。 第 2 页共 9 页

分析生产设备各项参数变化情况，发现异常情况后应加强该设备监视，并根据变化情况做出必要处理。 对数据采集与监控系统、风电场功率预测系统的运行状况进行监视，发现异常情况后做出必要处理。 定期对生产设备进行巡视，发现缺陷及时处理。 进行电压和无功的监视、检查和调整，以防风电场母线电压或吸收电网无功超出允许范围。 遇有可能造成风电场停运的灾害性气候现象（沙尘暴、台风等），应向电网调度及相关部门报告，并及时启动风电场应急预案。 3、运行记录 风电场的运行数据包括发电功率、风速、有功电量、无功电量、场用电量及设备的运行状态等。 运行记录包括运行日志、运行日月年报表、气象记录(风向、风速、气温、气压等)、缺陷记录、故障记录、设备定期试验记录等。 其他记录还包括交接班记录、设备检修记录、巡视及特巡记录、工作票及操作票记录、培训工作记录、安全活动记录、反事故演习记录、事故预想记录、安全工器具台帐及试验记录等。 4、数据报送 及时根据各单位、部门要求，准时报送数据。 二、检修工作内容 1、故障检修 日常检修 临时故障的排除，包括过程中的检查、清理、调整、注油及配件更换等，没有固定的时间周期。 第 3 页共 9 页

110kV变电站,事故预想总汇

预想题目: 倒闸操作过程中检查母差保护屏显示11022 刀闸合位指示灯不亮处理步骤 1、现场检查11022刀闸一次触头是否合到位，检查结果：11022 刀闸触头已合到位； 2、重新拉合11022刀闸，检查母差保护屏位置指示，仍显示11022 刀闸未合到位，初步判断11022 刀闸辅助节点转换不到位，辅助节点接触不良所致； 3、将检查情况汇报调度及变电处，打开11022 刀闸辅助节点的防尘罩，用电位法测量辅助节点两侧电压判断节点是否接通，稍微活动辅助节点看节点是否能够切换正常，若不能切换正常则更换一对备用节点。 4、经现场检查处理，11022 刀闸辅助接点恢复正常； 5、合上11022刀闸，拉开11021 刀闸，母差保护屏显示正常。 预想题目: 运行过程中发现1101开关SF6压力降至0.45Mpa，开关报警（开关绝缘降低） 处理步骤：1）首先到现场检查SF6气体压力情况，检查发现1101开关SF6气体压力降至0.45Mpa，将该情况汇报调度及变电处； 2）查阅1101开关SF6气体压力历史数据，绘制压力变化曲线，结合天气情况，初步判断开关SF6气体压力低是由于a）气温骤变引起，b）还是缓慢漏气引起，c）有突发性较大泄漏引起。 3）若1101开关SF6气体压力原来就较低，属于气温骤变引起压力降低报 警，应汇报变电处联系检修人员进行带电补气； 4）若属于缓慢漏气引起，应立即汇报变电处联系检修人员进行带电补气，并寻找漏气点进行消除； 5）若属于突发性较大泄漏引起，且泄漏情况较严重，应立即向调度申请将1101开关转检修，避免SF6气体继续泄漏引起开关操作闭锁。

预想题目:2 号主变瓦斯保护动作 处理步骤:1,记录时间、开关跳闸情况、保护动作情况光字牌亮情况，复归音响和控制开关，详细检查现场一次设备有无异常和故障，汇报调度. 2. 若轻重瓦斯都动作，则变压器内部故障，将其停用报检修。 3. 若轻瓦斯动作发信号，处理：观察瓦斯继电器动作次数，间隔时间长短，气 量多少，检查油位油温。若变压器外部引起的动作，变压器可继续运行。若是 变压器内部故障产生气体，则停运。 4. 若重瓦斯动作，检查变压器外部无明显故障，检查瓦斯气体和故障录波动作情况，根据气体性质区分故障，若五明显故障，可试送一次；有故障将其停用报检修。 预想题目:1#主变保护动作跳闸 处理步骤:1）检查主变过流保护动作，监视2#主变油位、油温，是否过负荷2）检查母线（过流保护范围内）及母线上的设备是否有短路；变压器及各侧设备是否有短路； 3）检查中、低压侧保护是否动作，各条线路的保护有无动作； 4）若无明显故障也无馈路保护掉牌，应拉掉该母线上所有馈路抢送主变，试送成功后逐一试送馈路开关； 5）如系母线故障，应视该站母线设置情况，用倒母线或转带负荷的方法处理；6）若有馈路保护掉牌，应拉掉该馈路的两侧刀闸（小车开关除外），保留开关现状，以便分析越级原因，与当值调度员联系试投变压器或母线； 预想题目：110KVI母元件倒II母后报警（刚进行过I母YH冷备用转运行操作）处理步骤: 1、检查信号和光字显示"装置异常""110KV I母YH回路断线". 2、检查110KVI、II 母电压，发现I 母电压为0。

XXX风电场防汛应急预案

X X X风电场防汛应急预案 批准： 编制： XXX风电场 2012 年04月15 日

目录 1 总则 (1) 目的 (1) 适用范围 (1) 依据 (1) 专业术语定义 (1) 应急工作原则 (1) 2 危险分析 (1) 3 应急组织体系及职责 (1) 应急组织体系 (1) 职责 (3) 4 预防、预告 (5) 预防与技术措施 (5) 通告和报警 (6) 5 应急响应 (6) 应急资源 (6) 响应程序 (6) 6 后期处置与事故调查 (10) 7 培训与演练 (11) 8 检查和评价 (11) 9 反馈 (12) 10 附录 (12) 附录1 应急救援通讯网 (13)

防汛应急预案 1 总则 目的 为使XXX风电场顺利度过汛期，保证生产、施工人员和物资设备的安全及施工顺利进行，特制定XXX风电场防汛应急预案。 适用范围 本应急预案适用于XXX风电场生产及各委托管理单位、施工单位。委托管理单位应根据本预案制定切实可行的实施细则。 依据 根据《电力生产事故调查暂行规定》、《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》和国务院《关于特大安全事故行政责任追究的规定》等法律、法规、规定制定。 专业术语定义 大雨、暴雨、洪水事故：本预案主要针对可能发生的大雨、大雨、暴雨、洪水事故。 应急工作原则 以人为本,减少危害 切实履行风场的主体责任,把保障员工和人民群众生命财产安全作为首要任务,最大程度地减少大雨、暴雨、洪水事故造成的人员伤亡和设备危害. 居安思危,预防为主 高度重视防汛工作,对防汛重点部位、防汛设施、隐患进行检查评估与治理，坚持预防与应急相结合，常态与非常态相结合，做好应对大雨、暴雨、洪水事件的各项准备。 统一领导、分级负责 在XXX风电场防汛工作领导小组统一领导下，统一指挥，统一调度。各单位必须从全风场利益出发，服从风电场的统一指挥调度。分级负责、条块分割、属地为主的应急管理机制，层层落实防汛责任制，切实履行相关人员的管理、监督、检查、协调的作用。 2 危险分析 风电场地处大河北围场县山地，属于寒温带大陆季风气候。每年7、8月份为雨季，易发季节性大雨，对生产、施工区域人员、设备存在严重威胁。

变电站事故预想

最新变电站事故预想汇总 1、变压器轻瓦斯动作的处理 （1）应立即检查、记录保护动作信号，报告调度及站负责人。 （2）严密监视变压器的电压、电流、温度、油位、油色、音响及冷却器的运行情况，并派人对变压器进行外部检查。 （3）如果检查变压器有明显严重异常，应汇报调度停运故障变压器， 若无明显故障迹象应汇报上级，由专业人员取气分析及检查二次回路。 2、变压器重瓦斯动作的处理 （1）检查继电保护动作情况，记录和复归各种信号，立即报告调度及站负责人。 （2）如果是单台变压器运行，应要求调度立即下令投入备用变压器，若并列运行，应监视运行变压器不能过负荷。 （3）派人检查变压器本体是否变形、喷油、油位、油色等情况。 将检查结果报告调度及主管部门，派人做气体分析及二次回路检查。 3、变压器差动保护动作的处理 （1）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、引线是否有短路。（2）如果变压器差动保护范围内的设备无明显故障，应检查继电保护及二次回路是否有故障，直流回路是否有两点接地。经以上检查无异常，应在切除负荷后立即试送一次，试送不成功不得再送。 （3）如果是因为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故障。 （4）差动保护及重瓦斯保护同时动作时，不经内部检查和试验，不得将变压器投入运行。 4、变压器后备保护动作的处理 （1）根据保护动作情况、信号、仪表指示等，判断故障范围和停电范围,检查各分路有无保护动作信号掉牌。 （2）断开失压的母线上各分路开关，并检查确已断开。 （3）断开分路上有保护动作、信号掉牌的线路开关。 （4）检查失压母线及变压器跳闸开关有无异常。 （5）检查失压母线连接的设备有无异常。 （6）如检查出故障点，则应对其它正常设备恢复运行，同时应将故障点隔离，恢复主变运行。 （7）将检查结果报告调度及分局，并做好记录。

风电场运行、检修、安全工作内容

风电场运行、检修和安全工作的基本内容风电场的运维工作主要包括运行、检修和安全三个方面，具体如下： 一、运行工作内容 1、一般规定 风电场运行工作主要包括： 风电场系统运行状态的监视、调节、巡视检查。 风电场生产设备操作、参数调整。 风电场生产运行记录。 风电场运行数据备份、统计、分析和上报。 工作票、操作票、交接班、巡视检查、设备定期试验与轮换制度的执行。 风电场内生产设备的原始记录、图纸及资料管理。 风电场内房屋建筑、生活辅助设施的检查、维护和管理。 开展风电场安全运行的事故预想和对策。 应根据风电场安全运行需要，制定风电场各类突发事件应急预案。 生产设备在运行过程中发生异常或故障时，属于电网调管范围的设备，运行人员应立即报告电网调度；属于自身调管范围的设备，运行人员根据风电场规定执行。 2、系统运行 风电场变电站中属于电网直接调度管辖的设备，运行人员按照调度指令操作；属于电网调度许可范围内的设备，应提前向所属电网调度部门申请，得到同意后进行操作。 通过数据采集与监控系统监视风电机组、输电线路、升压变电站设备的各项参数变化情况，并做好相关运行记录。 分析生产设备各项参数变化情况，发现异常情况后应加强该设备监视，并根据变化情况

做出必要处理。 对数据采集与监控系统、风电场功率预测系统的运行状况进行监视，发现异常情况后做出必要处理。 定期对生产设备进行巡视，发现缺陷及时处理。 进行电压和无功的监视、检查和调整，以防风电场母线电压或吸收电网无功超出允许范围。 遇有可能造成风电场停运的灾害性气候现象（沙尘暴、台风等），应向电网调度及相关部门报告，并及时启动风电场应急预案。 3、运行记录 风电场的运行数据包括发电功率、风速、有功电量、无功电量、场用电量及设备的运行状态等。 运行记录包括运行日志、运行日月年报表、气象记录(风向、风速、气温、气压等)、缺陷记录、故障记录、设备定期试验记录等。 其他记录还包括交接班记录、设备检修记录、巡视及特巡记录、工作票及操作票记录、培训工作记录、安全活动记录、反事故演习记录、事故预想记录、安全工器具台帐及试验记录等。 4、数据报送 及时根据各单位、部门要求，准时报送数据。 二、检修工作内容 1、故障检修 日常检修 临时故障的排除，包括过程中的检查、清理、调整、注油及配件更换等，没有固定的时间周期。 大型部件检修