事故操作整理电侧716

事故处理： 电侧

1、 单元机组厂用电中断

处理主线：直流-保安-安全停机检查-跳闸设备检查-UPS直流-检查原因-恢复。 控制关键点：主汽压力。

1) 检查机组跳闸，厂用电切换不成功。厂用电失去。汇报值长，联系检修。通知外围岗位。

2) 确认发电机出口开关、磁场开关和500kV 5011/5012开关跳闸，发电机电压、电流、励磁电压、电流

到零。

3) 立即检查主机EOP及A、B小机直流润滑油泵、直流密封油泵是否自启动，否则立即启动并检查检查主

机润滑油压、小机润滑油压、发电机油氢差压正常。

4) 确认柴油发电机自启，自动带上保安A、B段，确认保安A、B段分段开关合上。就地检查柴油机运行

正常，燃油箱油位正常。

5) 检查炉水循环泵隔热体的冷却水供应正常，冷却水事故放水门开启。 6) 通知副操锅炉MFT动作正常，所有燃料切断。风门打开进行自然通风。

7) 通知副操,检查汽机跳闸正常，转速下降，破坏真空紧急停机。关闭所有进入凝汽器的疏水。汽机惰走

期间应注意倾听机组各部分声音正常，检查汽机高、低压缸差胀、振动、轴向位移、各轴承温度及大机润滑油温等参数的变化。低压缸喷水自动投入正常，否则手动投入。隔离给水泵防止油中进水。 8) 保安电源恢复后进行下列工作： 9) 逐步恢复保安MCC、交流事故照明；

a) 启动主机交流润滑油泵、顶轴油泵、交流密封油泵，小机主油泵，空预器主马达和火检风机，停用

有关的直流油泵。

b) 主机转速至零时投入连续盘车。如投盘车前转子已静止，先翻转转子180°，等待一段时间后再投

入连续盘车；注意检查盘车电流，大机转子偏心各轴承温度油温及TSI等参数正常。 c) 检查UPS运行正常，电源切换正常。投入直流系统的高频模块。

10) 检查6KV母线上的所有动力开关跳闸，拉开所有低厂变开关。将公用变压器倒至临机供电。

11) 通知外围岗位，通知邻机保持空压机工业水等公用系统的正常运行、将空压机冷却水切至邻机，检查

空压机运行正常仪用空气压力正常。

12) 检查确认UPS装置、110V/220V直流系统运行正常。加强对UPS电压电流、直流母线电压电流的监视。

柴油发电机启动后检查充电机投入正常。 13) 复归各跳闸设备。

14) 检查厂用电失去的原因。无任何保护报警，通知检修检查工作电源跳闸、快切装置闭锁备用电源不自

切的原因，检查母线所有开关均正常跳闸，并就地进行外观检查，测量6KV母线绝缘，汇报值长尽快恢复厂用电，用备用电源试充电。

15) 将工作电源开关拖至检修位，将快切切至闭锁位。

16) 检修处理完毕，用6KV备用电源开关充电-检查PC、MCC母线电压正常-恢复主变高厂变冷却器电源-恢复高备变有载调压装置电源，恢复保安至正常方式。机组启设备点火。 2、 6KV1A段母线故障

处理主线：稳定机组运行（投油）-保安联动正常-备用负荷检查-机组稳定-查原因-试送电-隔离检修。 危险点：EF磨运行，负荷低，小机汽源低负荷不足，给水流量低容易跳闸，启磨投油时注意中间点温度。 重要负荷：密切关注有故障的动力设备，容易跳机的如：EH油泵、循环泵、凝泵、定冷泵、闭式泵、密封风机、火检风机等。及时复归电泵辅助油泵，恢复电泵备用，以防不测。

1) 确认工作电源开关断开，备用电源开关未合.汇报值长、通知化学、除灰、脱硫等岗位，联系检修。 2) 检查6kV 1A段失电，快切闭锁，备用开关未自投。

3) 检查保安A段电源由锅炉A段自动切至锅炉B段供电，分段开关已合闸。 4) 立即投油助燃正常，调节负压正常，维持锅炉燃烧稳定。

5) 副操：调节主再热汽温正常，调节中间点温度正常，调节给水泵转速，控制给水流量、水煤比正常，

将小机汽源切至辅汽，辅汽切至临机，保持小机安全运行。

6) 注意运行的吸、送风机，一次风机、空预器、磨煤机正常不超出力，跳闸磨煤机动作正常，各风门挡

板关闭。运行给水泵调节正常，不超出力，否则手动调节。 7) 副操：机组运行稳定，启动D磨煤机，带负荷至300MW。

8) 检查设备跳闸情况：检查机、炉备用设备自投情况，解除备用设备连锁，复位各跳闸设备。 检查电气

侧跳闸设备，主变、高厂变、启备变冷却器、UPS直流。

9) 检查无分支母线弧光保护、高厂变低压侧分支过流保护、高厂变低压侧分支速断保护，派巡检就地外

观检查，检查6KV母线动力负荷无拒动现象，拉出所有负荷母线测量绝缘正常，汇报值长，将工作电源开关拖至检修位，快切切至闭锁位，用备用电源开关试送一次。

10) 试送不成功，将备用开关拖检修位，母线及其设备停电。联系检修检查工作、备用开关、快切装置。 11) 将锅炉、汽机PC倒至联络供电。 12) 汇报值长，通知检修查清原因。 3、 6KV1B段母线故障

处理同上，注意空压机的运行情况。由于一次风机RB，煤量降低至102T，及时加上去，保持煤水比，防止汽温过低。

4、 汽机 PCA段母线故障

处理主线：检查跳闸设备，稳定机组运行-查原因隔离-恢复MCC-恢复跳闸设备。 危险点：EH油泵、定冷泵、EH油泵、主变冷却器、高厂变冷却器 1) 确认380V汽机A段所带电动机均跳闸并相应报警。

2) 发现380V汽机A段失电报警，母线电压为0，工作电源开关断开，联络开关未合。 3) 汇报值长，联系检修。

4) 副操：严密监视机组运行情况，做好事故处理准备。 5) 检查机侧跳闸设备是否联启正常。

6) 检查电气侧跳闸设备.切至正常运行方式。

7) 检查跳闸原因，无任何报警，令巡检就地进行外观检查，测量绝缘正常，汇报值长，用本变低压侧开

关试充，不成功。

8) 将工作、备用、联络开关拖至检修位，将PCA段母线做隔离措施，联系检修处理。 9) 将汽机MCC－A1切至汽机B段供电，确认母线电压正常。 10) 将汽机MCC－A2切至汽机B段供电，确认母线电压正常。 11) 恢复跳闸负荷，恢复正常运行方式。

12) 如裁判明确工作电源开关故障，母线正常，则可用联络电源送电。 5、 汽机 PCB段母线故障,处理同上。 6、 锅炉PCA段故障

处理主线：保安联动正常-稳定机组运行（投油开磨）-备用负荷检查-机组稳定-查原因。

危险点：主再汽温度下降快，控制在520度以上；火检风机、密封风机跳闸，皆有保护。空预器密封油交流油泵跳闸，直流油泵联启。

1) 确认锅炉PCA段所带电动机均跳闸并相应报警。

2) 发现锅炉PCA段失电报警，母线电压为0，工作电源开关断开，联络开关未合。 3) 确认保安A段正常电源失去，自动切换至锅炉PCB段供，分段开关已合闸。 4) 汇报值长，联系检修。

5) 立即投油助燃正常，调节负压正常，维持锅炉燃烧稳定。通知停止电除尘、脱硫。

6) 副操：调节主再热汽温正常，调节中间点温度正常，调节给水泵转速，控制给水流量、水煤比正常。 7) 副操：锅炉燃烧稳定，启动D磨，带负荷至360MW。

8) 注意运行的吸、送风机，一次风机、空预器、磨煤机正常不超出力，跳闸磨煤机动作正常，各风门挡

板关闭。运行给水泵调节正常，否则手动调节。

9) 检查跳闸设备，复归跳闸设备。检查正常设备运行正常（直流、UPS要检查）。

10) 检查跳闸原因，无任何报警，令巡检就地进行外观检查，测量绝缘正常，汇报值长，用本变低压侧开

关试充，不成功。

11) 检查跳闸原因，无任何报警，令巡检就地进行外观检查，测量绝缘正常，汇报值长，（用本变低压侧开

关试充，不成功）。

12) 将工作、备用、联络开关拖至检修位，将PCA段母线做隔离措施，联系检修处理。 13) 将锅炉MCCA切至锅炉B段供电，确认母线电压正常。 14) 恢复跳闸负荷，恢复正常运行方式。 15) 启动其他磨煤机，继续带负荷。

16) 如裁判明确工作电源开关故障，母线正常，则可用联络电源送电。

7、 锅炉PCB段母线故障。能保留ABC三台磨，主要设备就是空预器B，注意监视，处理同上。 8、 系统频率振荡、系统电压振荡

1) 根据发电机频率、电压、电流、励磁电压、励磁电流变化，判断出发电机发生频率（电压）振荡。通

知副操做好减负荷和事故处理准备，维持机组稳定运行。 2) 检查励磁调节器为“自动”方时，禁止切为“手动”方式。

3) 立即切除AVC，增加发电机励磁，提高发电机端电压至允许最大值，提高系统稳定性。 4) 汇报值长，联系调度。

5) 严密监视励磁系统强励动作情况，严禁干预强励动作。

6) 如强励保护动作不得手动解除，强励动作达到规定时间应自动返回，如果未返回则手动解除，应立即

降低机组有功负荷。

7) 解除机组协调，汇报值长，根据周波情况，周波向偏高方向波动，立即降低机组负荷，直至振荡消失，

或频率下降至49.5HZ。

8) 强励动作结束，增加发电机无功，提高发电机端电压至允许最大值。

9) 严密监视检查发电机励磁系统，如因发电机失磁引起振荡，应立即将发电机解列。

10) 检查振荡原因：发电机各表计变化情况，判断振荡为系统故障引起还是本机故障引起。查看本厂保护

动作情况、发电机、励磁机、主变、高厂变、网控运行、汽机调速动作情况。

11) 副操：严密监视厂用电电压电流及各辅机波动情况，调整机组各参数在正常范围内，保持机组稳定。 12) 如果发电机振荡时间达到60S仍不能将发电机拉入同步，汇报值长，请示网调、省调处理。 13) 若振荡引起发变组失步保护动作，发变组主开关跳闸，则按发电机事故跳闸处理。 14) 待发电机振荡报警消失后，对发变组、励磁系统进行全面检查无异常，增带机组负荷。 15) 全面检查机组各参数稳定，汇报完毕。 9、 系统低频

1) 汇报值长，联系调度，系统频率低，按值长命令进行处理。

2) 利用机组过负荷能力，将机组加至最大连续处理637.8MW.控制机组监视段压力及主汽流量(1890T)不

得超过高限值。

3) 严密监视汽轮机的运行情况，检查大机振动、轴承温度、轴移、润滑油压等参数正常，润滑油压低，

启动大机BOP.

4) 派巡检就地监视汽机的运行情况。

5) 严密监视发电机定子电流、电压、励磁电流、电压等正常。

6) 严密监视辅机的出力，出力正常、不超电流,否则启动备用设备。

经处理无效，48HZ不超过1分钟，否则立即停机。 10、 系统高频

1) 汇报值长，联系调度，系统频率高。

2) 根据值长命令降低机组负荷，控制频率在正常范围内。

3) 大机转速高，严密监视汽轮机的运行情况，检查大机振动、轴承温度、轴移、推力轴承温度等参数正常。

4) 派巡检就地监视汽机的运行情况。

5) 严密监视发电机定子电流、电压、励磁电流、电压等正常。 6) 经处理无效，51HZ允许运行3分钟，否则立即停机。 11、 发电机定子接地3U0

1) 机组跳闸，主操根据报警情况和副操分工进行检查。

2) 机组跳闸，检查机、炉、电联跳正常（看报警可以发现是否发电机开关是否拒动）。副操检查炉侧，主

操检查机侧和电气侧。

3) 机侧检查项目见汽机答案整理。

4) 电气侧检查项目：主操检查发电机出口开关三相确已跳闸，励磁开关跳闸，发电机出口电压、电流，

励磁电压、电流到零。6KV厂用电正常。

5) 让副操汇报炉侧检查项目。

6) 投入发电机启停机保护和突加电压保护。取下关主汽门、发电机GCB失灵出口压板。 7) 安全停机后，检查跳闸原因，汇报值长。

8) 检查定冷水系统是否有漏水现象，对发电机检漏仪有无报警，进行排污检查。 9) 查看冷热氢趋势、偏差，分析是否氢冷器泄漏造成定子接地。

10) 查看发电机电压、电流和定子线圈温度、温差监视，中性点零序电流等参数趋势，并进行分析。 11) 检查发电机一次系统有无异常：对发电机PT、励磁变进行外观检查。

12) 联系继保人员检查发电机出口PT二次电压，根据二次电压数值，判断接地位置。

13) 检查定子冷却水系统压力、流量、水箱压力漏氢表等、检查冷热氢温度是否有偏差，就地检查氢冷器，

开排气阀，判断氢冷器是否泄漏。

14) 发电机破坏冷备用，转速到零，联系检修测量绝缘。 15) 破坏冷备用的操作：

a) 取下发电机出口开关合闸保险 b) 取下励磁开关控制保险

c) 送上发电机出口刀闸操作电源

d) 拉开发电机出口刀闸，检查三相确已拉开 e) 断开发电机出口开关分闸保险、油泵动力电源 f) 断开刀闸操作电源

g) 将励磁开关、启励开关拖至检修位 h) 将1TV、2TV、3TV拖至检修位 i) 拉开发电机中性点接地刀 j) 联系检修测量发电机绝缘

k) 转检修：合上发电机出口接地刀；在中性点处挂接地线。 16) 汇报值长，办理工作票开工。

（定子匝间也同样处理，匝间不用测绝缘，检查绕组温度、进出水温度、温差等，检查定子三相电流趋势等，检查专用PT等设备是否正常） 12、 发电机转子一点接地

1) 确定为转子一点接地一段报警，判断为转子一点接地，汇报值长。联系检修。

2) 对励磁系统进行全面检查（如碳刷架、励磁交直流封闭母线、励磁变低压侧）等，进行全面检查有无

明显接地。如接地的同时发电机发生失磁或失步，应立即解列停机；

3) 配合检修人员判断是否保护误报。如属误报则退出接地保护，并尽快处理。 4) 严密监视励磁电流电压，发变租振动等参数，做好转子两点接地的事故预想。 5) 确定接地点在转子内部或外部；

a) 如为转子外部接地，由检修人员设法消除；

b) 如为转子内部接地，汇报值长，申请尽快停机处理； 6) 投入两点接地保护（没有找到）。

13、 发电机失磁发电机主开关拒动

1) 根据光字报警信号，及断路器动作情况，判断故障性质。(3分)

2) 首先检查发变组系统断路器是否全部跳闸、各表计是否全部到零(2分) 3) 检查保护动作正确，汽轮机跳闸。(2分) 4) 将轴封倒为备用汽源带。(1分)

5) 检查汽机交流润滑油泵联启正常。(1分)

6) 检查主汽门、抽汽逆止门、高排逆止门等关闭，汽轮机转速下降。(1分)

7) 检查锅炉灭火保护正确动作，所有磨煤机、给煤机、一次风机跳闸，燃油速关阀、减温水门关闭。(如果保护未动，应立即手动停运相关设备)(2分) 8) 立即关闭所有一、二次减温水门。(1分) 9) 检查厂用电运行正常。(1分)

10) 发变组系统故障而出口断路器未跳闸，远方操作无效，派人到现场手动拉开，并对主断路器进行详尽的检查。（运行方式开关是否在远方、油压、SF6压力、控制保险、油泵动力电源等）(2分) 11) 立即将厂用电切至备用电源。（6KVA段用串联切换，否则失电）(2分) 12) 汇报值长，联系调度，拉开500kV 5011、5012开关。(3分)

13) 断开主变出口刀闸，对发电机系统及主变压器、高厂变系统外部进行详细的检查，通知检修检查开关拒动原因。 (2分)

14) 值长告故障恢复，撤消故障。恢复500kV成串运行。将厂用电切至工作电源。(3分) 15) 查看保护动作情况，检查发电机失磁原因。（励磁开关、检查励磁变、整流柜、控制柜、各部温度、电刷、整流子是否正常。励磁用发电机出口PT是否正常） (2分) 16) 根据检修要求做发动机系统检修安全措施。（同上）(2分) 14、 发电机开关误动：

汽轮机转速高，说明发电机出口开关先跳闸，发电机过电压保护是在跳闸后，因灭磁滞后造成，判断为开关误动。发电机过电压应启动全停1（关主汽门—灭磁---解列）

处理：安全停机---查跳机原因----排查故障-----故障消除----开机。原因检查：（出口开关运行方式开关是否在远方、油压、SF6压力、控制保险、油泵动力电源等，是否有人误碰） 15、 发电机过激励

1) 发现励磁电流、电压不正常升高，无功、电压升高。 2) 汇报值长，联系检修。

3) 立即在励磁调节器自动方式下降低励磁，降低无功，防止发电机出口电压、电流超限，控制功率因数

在正常范围内（0.9-0.95），防止励磁电压、励磁电流超限。（421.8V、 4128A） 4) 汇报值长，向调度了解情况，适当降低有功。

5) 严密监视检查发电机铁芯、转子温度、励磁变温度、整流桥等温度不超温。

6) 检查DAVR装置运行正常，系DAVR装置故障或自动调节失灵，造成发电机过激磁时，手动降低励磁

电流，通知检修处理。

7) 检查励磁用PT是否正常，励磁通道是否正常，就地检查励磁系统。

8) 汇报值长，申请调度同意，将励磁调节器切至手动方式调整，严密监视发电机端电压、无功的变化，

稳定发电机有功。

9) 经调节无效，运行中无法处理，申请值长，停机处理。 16、 发电机定子过负荷

危险点：减负荷要快，否则跳机。

1) 通过发电机运行参数、声光报警判断故障。(3分)

2) 降低无功负荷。(2分) （从自动方式上降低，防止励磁电流、电压超限） 3) 降低机组负荷，并严密监视氢温、定子水温、绕组温度等相关参数。(3分)

4) 汇报值长，联系调度，严密监视系统周波，系统电压分析过负荷是否由系统引起。

5) 严密监视定子电流不超过额定值，定子电压正常，无功正常。 6) 监视定子线圈、铁芯温度、端部温度、齿鄂温度等。(2分)

7) 副操：适当降低冷氢温度、定冷水温度，适当提高定冷水流量，防止发电机各部超温。 8) 监视主变油温及绕组温度。(2分) （油温长的过快可启动备用冷却器） 9) 控制定子过负荷时间和过负荷倍数。(3分) 10) 汇报值长。(2分)

11) 检查过负荷的原因。(3分)

12) 检查励磁系统：检查励磁调节器电流、电压异常升高的原因。通知检修。

13) 系统周波稳定、发电机端电压不低，判断过负荷为励磁系统装置异常引起，汇报值长，申请调度，将

励磁调节器切至手动，手动控制，防止励磁电压电流异常升高。

14) 就地对发电机本体和励磁系统进行全面检查。 17、 发电机进相

发电机进相,严密监视发电机出口端电压，适当增加励磁电流、励磁电压、控制进相数额如下。

1) 发电机在不同有功负荷状态下，无功负荷不得超过表中所列限额。 1) 有功功率（MW） 2) 无功功率（Mvar） 600 -68 500 -98 400 -130 300 -168 2) 发电机失磁、失步保护完好投入。

3) 汇报值长，联系调度，查看系统电压，分析进相原因。

4) 在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，否则停止继续降低无功

负荷。

5) 严密监视功率因数、功角在允许范围内，通知检修到场，加强监视。 6) 500kV母线电压不得低于电网电压曲线要求下限。

7) 发电机进相严密监视定子铁心、端部结构件，定子线圈及线圈出水温度不超规定值。

8) 在发电机进相运行期间，6kV厂用母线电压不能低于5.7kV，否则停止继续降低无功负荷。 9) 严密监视各辅机运行情况，防止超电流。

10) 当机组运行不稳定时，应立即将发电机拉回至迟相运行状态，并汇报网调。 18、 突加电压：

在跳机后可能加入此故障，此时发电机出口断路器合闸，但突加电压保护未投，发电机受到强烈的冲击（非同期），转子可能烧坏。处理：立即手动拉开开关。检查汽轮发电机振动、转子是否损坏，振动大，立即破坏真空紧急停机（惰走过程），就地检查机组是否正常，立即压上突加电压保护。发电机破坏备用转检修，进行检查，无异常后启动。 19、 非同期并列

1) 立即解列发电机。

2) 汇报值长，监视临机运行情况，防止发生振动事故。

3) 发电机破坏备用转检修，对发电机及主开关进行全面检查，测量定子绕组和转子绕组绝缘电阻。 4) 检查汽机振动，就地倾听，测量。 5) 通知检修校验、检查同期装置回路。

发电机出口PT某相熔断

说明：发电机一般配2组或3组出口PT，以便实现保护和调节的冗余配置。以配置两组PT为例：一组PT的次级绕组可以有两个 或次级绕组，以便接成星型和开口三角形。星型绕组向以下装置提供电压信号：失磁保护，失步保护，过激磁，阻抗保护，PT断线闭锁继电器，发电机测量柜，故障录波器。PT次级开口三角绕组向发电机定子接地保护、故障录波器提供电压信号。另一组PT次级绕组接线方式为星型。信号送至以下装置：失磁,过激磁，PT断线闭锁继电器，低频保护，逆功率，DEH，AVR。

当发电机出口PT某相熔断时，将发出断线闭锁。PT断线闭锁是由断线闭锁继电器来完成。当这两个继电器动作后，发出“发电机PT故障或熔丝熔断发电机电压不平衡””报警，并闭锁发电机失磁、阻抗、失步保护。

发电机励磁变保护A屏 普通TV断线 （机端TV1） 专用TV断线 （机端TV3） TV1断线 （机端TV2） 失步、失磁、逆功率、过电压、突加电压、频率、复压过流、程跳逆功率、定子匝间、发电机过激磁、定子接地3U0、定子接地三次谐波 定子匝间 失步、失磁、逆功率、过电压、突加电压、频率、复压过流、程跳逆功率、定子匝间、发电机过激磁、定子接地3U0、定子接地三次谐波 失步、失磁、逆功率、过电压、突加电压、频率、复压过流、程跳逆功率、定子匝间、发电机过激磁、定子接地3U0、定子接地三次谐波、定子匝间纵向零序 主变复压过流 高厂变A复压过流 高厂变B复压过流 主变复压过流 高厂变A复压过流 高厂变B复压过流 发电机励磁变保护B屏 TV2断线 （机端TV3） 主变高压侧TV断线 主变高厂变保护C屏 厂变A低压侧TV断线 厂变B低压侧TV断线 主变高压侧TV断线 主变高厂变保护D屏

厂变A低压侧TV断线 厂变B低压侧TV断线 24.发电机PT1 A相熔断

现象：

（1） 发电机出口电压AB、AC相电压为0，BC相电压显示正常，中性点接地电压为0，有功、无功显示

正常。

（2） AVR工作通道从CHⅠ切换至CHⅡ（若原先选择在的CHⅠ话），调节正常。 （3） 保护屏上“普通TV断线”灯亮。

（4） DCS上“1GEN EXC_TRAN PROT DEVICE FLT”报警。 判断：

就地检查发现1TVa熔断。发电机PT1 A相断线。 处理：

（1） 维持机组负荷，保证励磁系统正常运行。停用断线PT有关保护和自动装置或将自动装置切至收到

方式。

（2） 退断线PT所带保护（如失磁保护，失步保护，过激磁保护，阻抗保护，逆功率保护）。

（3） 出现过激磁报警信号时，可适当降低励磁电流，使过激磁报警复归。出现上述现象后，在进行处

理的同时要对PT回路进行检查，同时通知仪控、电气人员处理，在处理前必须做好隔离措施和信号切换和强制工作。主要有以下几点：(1)将机组协调控制系统方式切至BASE方式，DEH切至MANUAL；(2)核对图纸，确认信号来龙去脉；(3)切换信号回路和强制信号。(4)撤出相关电气保护。

25.发电机PT1 B相熔断

现象：

（1） 发电机出口电压AB、BC相电压为0，AC相电压显示正常，中性点接地电压为0，有功、无功显示

正常。

（2） AVR工作通道从CHⅠ切换至CHⅡ（若原先选择在的CHⅠ话），调节正常。 （3） 保护屏上“专用TV断线”灯亮。

（4） DCS上“1GEN EXC_TRAN PROT DEVICE FLT”报警。 判断：

就地检查发现1TVb熔断。发电机PT1 B相断线。 处理：

（1） 维持机组负荷，保证励磁系统正常运行。停用断线PT有关保护和自动装置或将自动装置切至收到

方式。

（2） 退断线PT所带保护（如失磁保护，失步保护，过激磁保护，阻抗保护，逆功率保护）。

（3） 出现过激磁报警信号时，可适当降低励磁电流，使过激磁报警复归。出现上述现象后，在进行处

理的同时要对PT回路进行检查，同时通知仪控、电气人员处理，在处理前必须做好隔离措施和信号切换和强制工作。主要有以下几点：(1)将机组协调控制系统方式切至BASE方式，DEH切至MANUAL；(2)核对图纸，确认信号来龙去脉；(3)切换信号回路和强制信号。(4)撤出相关电气保护。

26.发电机PT1 C相熔断

现象：

（1） 发电机出口电压AC、BC相电压为0，AB相电压显示正常，中性点接地电压为0，有功、无功显示

正常。

（2） AVR工作通道未发生切换，调节正常。 （3） 保护屏上“普通TV断线”灯亮。

（4） DCS上“1GEN EXC_TRAN PROT DEVICE FLT”报警。 判断：

就地检查发现1TVc熔断。发电机PT1 C相断线。 处理：

（1） 维持机组负荷，保证励磁系统正常运行。停用断线PT有关保护和自动装置或将自动装置切至收到

方式。

（2） 退断线PT所带保护（如失磁保护，失步保护，过激磁保护，阻抗保护，逆功率保护）。

（3） 出现过激磁报警信号时，可适当降低励磁电流，使过激磁报警复归。出现上述现象后，在进行处

理的同时要对PT回路进行检查，同时通知仪控、电气人员处理，在处理前必须做好隔离措施和信号切换和强制工作。主要有以下几点：(1)将机组协调控制系统方式切至BASE方式，DEH切至MANUAL；(2)核对图纸，确认信号来龙去脉；(3)切换信号回路和强制信号。(4)撤出相关电气保护。

27.发电机PT2 A相熔断

现象：

（1） 发电机出口电压AB、BC、AC电压正常，有功、无功显示正常。

（2） AVR工作通道从CHⅡ切换至CHⅠ未发生切换（若原先工作在CHⅡ的话），调节正常。 （3） 保护屏上“专用TV断线”灯亮。

（4） DCS上“1GEN EXC_TRAN PROT DEVICE FLT”报警。 判断：

就地检查发现2TVa熔断。发电机PT2 A相断线。 处理：

（1） 维持机组负荷，保证励磁系统正常运行。停用断线PT有关保护和自动装置或将自动装置切至收到

方式。

（2） 退断线PT所带保护（如失磁保护，失步保护，过激磁保护，阻抗保护，逆功率保护）。

（3） 出现过激磁报警信号时，可适当降低励磁电流，使过激磁报警复归。出现上述现象后，在进行处

理的同时要对PT回路进行检查，同时通知仪控、电气人员处理，在处理前必须做好隔离措施和信号切换和强制工作。主要有以下几点：(1)将机组协调控制系统方式切至BASE方式，DEH切至MANUAL；(2)核对图纸，确认信号来龙去脉；(3)切换信号回路和强制信号。(4)撤出相关电气保护。

28.发电机PT2 B相熔断

现象：

（1） 发电机出口电压AB、BC、AC电压正常，有功、无功显示正常。AVR工作通道从CHⅡ切换至CHⅠ

未发生切换（若原先工作在CHⅡ的话），调节正常。

（2） 保护屏上“专用TV断线”灯亮。

（3） DCS上“1GEN EXC_TRAN PROT DEVICE FLT”报警。 判断：

就地检查发现2TVa熔断。发电机PT2 A相断线。 处理：

（1） 维持机组负荷，保证励磁系统正常运行。停用断线PT有关保护和自动装置或将自动装置切至收到

方式。

（2） 退断线PT所带保护（如失磁保护，失步保护，过激磁保护，阻抗保护，逆功率保护）。

（3） 出现过激磁报警信号时，可适当降低励磁电流，使过激磁报警复归。出现上述现象后，在进行处

理的同时要对PT回路进行检查，同时通知仪控、电气人员处理，在处理前必须做好隔离措施和信号切换和强制工作。主要有以下几点：(1)将机组协调控制系统方式切至BASE方式，DEH切至MANUAL；(2)核对图纸，确认信号来龙去脉；(3)切换信号回路和强制信号。(4)撤出相关电气保护。

说明：若同时发生PT1 A相或B相和PT2 A相或B相熔断，将直接跳闸发电机，原因是AVR两个通道均故障。

29.发电机PT2 C相熔断

现象：

（1） 发电机出口电压正常，有功、无功显示正常。 （2） AVR工作通道未发生切换，调节正常。 （3） 保护屏上“专用TV断线”灯亮。

（4） DCS上“1GEN EXC_TRAN PROT DEVICE FLT”报警。 判断：

就地检查发现2TVc熔断。发电机PT2 C相断线。 处理：

（1） 维持机组负荷，保证励磁系统正常运行。停用断线PT有关保护和自动装置或将自动装置切至收到

方式。

（2） 退断线PT所带保护（如失磁保护，失步保护，过激磁保护，阻抗保护，逆功率保护）。

（3） 出现过激磁报警信号时，可适当降低励磁电流，使过激磁报警复归。出现上述现象后，在进行处

理的同时要对PT回路进行检查，同时通知仪控、电气人员处理，在处理前必须做好隔离措施和信号切换和强制工作。主要有以下几点：(1)将机组协调控制系统方式切至BASE方式，DEH切至MANUAL；(2)核对图纸，确认信号来龙去脉；(3)切换信号回路和强制信号。(4)撤出相关电气保护。

30.发电机PT3 A相熔断

现象：

（1） 发电机出口电压正常，有功、无功显示正常。AVR工作通道未发生切换，调节正常。 （2） 保护屏上“专用TV断线”、 “普通TV断线”灯亮。

（3） DCS上“1GEN EXC_TRAN PROT DEVICE FLT”、“ 1GEN EXC_TRAN PROT TA FLT”报警。 判断：

就地检查发现3Tva熔断。发电机PT3 A相断线。 处理：

（1） 维持机组负荷，保证励磁系统正常运行。停用断线PT有关保护和自动装置或将自动装置切至收到

方式。

（2） 退断线PT所带保护（如失磁保护，失步保护，过激磁保护，阻抗保护，逆功率保护）。

（3） 出现过激磁报警信号时，可适当降低励磁电流，使过激磁报警复归。出现上述现象后，在进行处

理的同时要对PT回路进行检查，同时通知仪控、电气人员处理，在处理前必须做好隔离措施和信号切换和强制工作。主要有以下几点：(1)将机组协调控制系统方式切至BASE方式，DEH切至MANUAL；(2)核对图纸，确认信号来龙去脉；(3)切换信号回路和强制信号。(4)撤出相关电气保护。

31.发电机PT3 B相熔断

现象：

（1） 发电机出口电压正常，有功、无功显示正常。AVR工作通道未发生切换，调节正常。 （2） 保护屏上“专用TV断线”、 “普通TV断线”灯亮。

（3） DCS上“1GEN EXC_TRAN PROT DEVICE FLT”、“ 1GEN EXC_TRAN PROT TA FLT”报警。 判断：

就地检查发现3TVb熔断。发电机PT3 B相断线。 处理：

（1） 维持机组负荷，保证励磁系统正常运行。停用断线PT有关保护和自动装置或将自动装置切至收到

方式。

（2） 退断线PT所带保护（如失磁保护，失步保护，过激磁保护，阻抗保护，逆功率保护）。

（3） 出现过激磁报警信号时，可适当降低励磁电流，使过激磁报警复归。出现上述现象后，在进行处

理的同时要对PT回路进行检查，同时通知仪控、电气人员处理，在处理前必须做好隔离措施和信号切换和强制工作。主要有以下几点：(1)将机组协调控制系统方式切至BASE方式，DEH切至MANUAL；(2)核对图纸，确认信号来龙去脉；(3)切换信号回路和强制信号。(4)撤出相关电气保护。

32.发电机PT3 C相熔断

现象：

（1） 发电机出口电压正常，有功、无功显示正常。AVR工作通道未发生切换，调节正常。 （2） 保护屏上“专用TV断线”、 “普通TV断线”灯亮。

（3） DCS上“1GEN EXC_TRAN PROT DEVICE FLT”、“ 1GEN EXC_TRAN PROT TA FLT”报警。 判断：

就地检查发现3TVc熔断。发电机PT3 C相断线。 处理：

（1） 维持机组负荷，保证励磁系统正常运行。停用断线PT有关保护和自动装置或将自动装置切至收到

方式。

（2） 退断线PT所带保护（如失磁保护，失步保护，过激磁保护，阻抗保护，逆功率保护）。

（3） 出现过激磁报警信号时，可适当降低励磁电流，使过激磁报警复归。出现上述现象后，在进行处

理的同时要对PT回路进行检查，同时通知仪控、电气人员处理，在处理前必须做好隔离措施和信号切换和强制工作。主要有以下几点：(1)将机组协调控制系统方式切至BASE方式，DEH切至MANUAL；(2)核对图纸，确认信号来龙去脉；(3)切换信号回路和强制信号。(4)撤出相关电气保护。

33.励磁调节器失灵——系统电压低

现象：

（1） 发电机出口电压下降，有功正常、无功显示下降至很低 （2） 6kV厂用母线电压低于正常值。 （3） 励磁电流、励磁电压不会变化。 判断、处理：

（1） 在DCS上将AVR切至手动方式，试图增加励磁不成功（调节失灵），就地励磁控制屏上将AVR切

至方式，试图增加励磁不成功（调节失灵）。

（2） 发电机出口电压降低，定子电流将增大，适当降低发电机有功，注意监视定子线棒温度情况。 （3） 厂用母线电压降低，将两台高厂变有载调压档位适当抬高以提高厂用高压母线电压。注意厂用辅

机运行电流及发热情况）。

（4） 汇报值长，联系调度，提高系统电压。

34.励磁调节器失灵——系统电压高

现象：

（1） 发电机出口电压升高，有功正常、无功上升。 （2） 6kV厂用母线电压高于正常值。 （3） 励磁电流、励磁电压不会变化。 判断、处理：

（1） 在DCS上将AVR切至手动方式，试图增加励磁不成功（调节失灵），就地励磁控制屏上将AVR切

至方式，试图增加励磁不成功（调节失灵）。

（2） 发电机出口电压升高，注意发电机有否发生过励。

（3） 厂用母线电压升高，将两台高厂变有载调压档位适当调低以降低厂用高压母线电压。 （4） 汇报值长，联系调度，提高系统电压。

35.励磁变温度高

现象：

（1） 在励磁电流、电压未变的情况下，励磁变线圈温度很快上升。

（2） 励磁系统故障报警，DCS上“GEN EXC_TRAN TEMP H ALM”、“GEN EXC FLT COMMON ALM”

报警。

判断、处理：

（1） 适当降低励磁电流，监视励磁变温度有否下降或稳定。并可降低有功负荷的同时减低励磁电流。 （2） 就地检查励磁变情况，测量励磁变温度，确认温度高，就地开启冷却风扇。 （3） 汇报上级，做好故障停机准备。

36.主变匝间短路

现象：

（1） MT HUST PRO报警，主变差动保护动作。 （2） MFT、汽机TRIP、发电机跳闸 （3） 厂用电切至高备变供。 处理要点：

（1） 确认锅炉MFT，汽机TRIP，发电机跳闸。出口开关、励磁开关跳闸。发电机电压至零。 （2） 确认厂用电已切至高备变供。6kV母线电压正常。 （3） 令助手对锅炉、汽机侧按MFT后进行处理。 （4） 确认主变500kV出口开关5011、5012已跳闸。

（5） 查看硬报警并到发变组保护屏内查看报警，确认为主变A相重瓦斯动作，轻瓦斯报警，非电气量

保护动作，862E动作。

（6） 汇报值长，联系调度。联系检修。

（7） 令巡检到就地检查主变情况，并检查油枕油位是否正常。特别是A相。看看是否有火险。否则立

即通知消防。

（8） 检查主变A相气体含量升高，核对主变就地气体指示，并通知有关人员取油样分析。 （9） 将主变各相冷却器的两路电源（汽机PC上）改至检修。

（10） 将主变改检修。（两侧闸刀拉开，6kV工作电源开关拉至检修，工作进线PT改至检修，合上主变

两侧接地闸刀）

（11） 全面检查厂用电系统运行正常。

（12） 在未对主变进行进一步试验，未确定内部有无故障的情况下，不能将主变投入运行。

主变故障跳闸，主变差动保护动作，机组跳闸。 处理：

对差动保护范围内的一次电气部分进行了外观检查；对差动保护电流互感器的二次回路检查，对差动保护直流回路检查。对变压器油进行油化进行试验。

在未对主变进行进一步试验，未确定内部有无故障的情况下，不能将主变投入运行。

37.主变高压侧接地

现象：

（1） MT HUST PRO报警，发变组大差和主变差动动作，或其中之一动作。 （2） MFT、汽机TRIP、发电机跳闸。 （3） 厂用电切至高备变供。 处理要点：

（1） 确认锅炉MFT，汽机TRIP，发电机跳闸。出口开关、励磁开关跳闸。发电机电压至零。 （2） 确认厂用电已切至高备变供。6kV母线电压正常。 （3） 令助手对锅炉、汽机侧按MFT后进行处理。 （4） 确认主变500kV出口开关5011、5012已跳闸。

（5） 查看硬报警并到发变组保护屏内查看报警，确认为主变高压侧接地。 （6） 汇报值长，联系调度。联系检修。 （7） 令巡检到就地检查主变情况。

（8） 将主变各相冷却器的两路电源（汽机PC上）改至检修。 （9） 将主变改检修。（两侧闸刀拉开，6kV工作电源开关拉至检修，工作进线PT改至检修，合上主变

两侧接地闸刀）

（10） 全面检查厂用电系统运行正常。

38.主变油位低

现象：

（1） 主变油位低报警。

（2） 主变油温和线圈温度可能升高。 （3） 主变轻瓦斯可能动作。 处理：

（1） 减机组负荷，监视主变油温和线圈温度。 （2） 开启主变另外2组冷却风扇。

（3） 若在瓦斯继电器玻璃窗内能看到油位，尚能维持运行时，应立即联系检修进行加油，加油时禁止

从低部加油。

（4） 当看不到油位时，应立即停止变压器运行。按机组跳闸处理。

39.主变重瓦斯

现象：

（1） 主变重瓦斯报警

（2） MFT、汽机TRIP、发电机跳闸 （3） 厂用电切至高备变供。

处理要点：

（1） 确认锅炉MFT，汽机TRIP，发电机跳闸。出口开关、励磁开关跳闸。发电机电压至零。 （2） 确认厂用电已切至高备变供。6kV母线电压正常。 （3） 令助手对锅炉、汽机侧按MFT后进行处理。 （4） 确认主变500kV出口开关5011、5012已跳闸。

（5） 查看硬报警并到发变组保护屏内查看报警，确认为主变A相重瓦斯动作，轻瓦斯报警，非电气量

保护动作，862E动作。

（6） 汇报值长，联系调度。联系检修。

（7） 令巡检到就地检查主变情况，并检查油枕油位是否正常。看看是否有火险。否则立即通知消防。 （8） 检查主变A相气体含量升高，核对主变就地气体指示，并通知有关人员取油样分析。 （9） 将主变各相冷却器的两路电源（汽机PC上）改至检修。 （10） 将主变改检修。（两侧闸刀拉开，6kV工作电源开关拉至检修，工作进线PT改至检修，合上主变

两侧接地闸刀。）

（11） 全面检查厂用电系统运行正常。对变压器进行外部检查，检查瓦斯保护动作是否正确，通知检修

采油样和气体进行分析，以鉴定变压器内部是否存在故障。 若气体是空气，外部检查无异常，应查明瓦斯保护动作原因，进行必要的电气试验及二次回路检查，经总工程师批准后投入运行。 若气体是可燃性的，不得将变压器投运。根据其他所动作的保护情况做综合分析判断，并由检修做相应的检查及试验后再决定是否投入。

40.主变冷却器故障

现象：

（1） 主变冷却器故障报警（MN TRAN COL CIR FAIL）。 （2） 主变冷却器全停报警（MN TRAN COOLERS STOP） （3） 主变温度快速上升。 （4） 延时，主变跳闸。

（5） MFT、汽机TRIP、发电机跳闸。 （6） 厂用电切至高备变供。 处理要点：

（1） 确认锅炉MFT，汽机TRIP，发电机跳闸。出口开关、励磁开关跳闸。发电机电压至零。 （2） 确认厂用电已切至高备变供。6kV母线电压正常。 （3） 令助手对锅炉、汽机侧按MFT后进行处理。 （4） 确认主变500kV出口开关5011、5012已跳闸。

（5） 查看硬报警并到发变组保护屏内查看报警，确认为主变冷却器故障。 （6） 汇报值长，联系调度。联系检修。

（7） 令巡检到就地检查主变情况，检查主变冷却器电源情况。

41.主变冷却器工作电源故障

现象：

（1） 主变冷却器故障报警（MN TRAN COL CIR FAIL）。

（2） 主变冷却器交流电源故障报警（MN_TRAN COOLER AC-POWER FLT）。 （3） 保护屏上主变冷却器1电源故障灯亮。 （4） 主变冷却器切换至电源2. 处理：

（1） 确认主变第二组冷却器运行正常，监视主变油温、线圈温度正常。 （2） 将主变冷却器选择开关切至Ⅱ。

（3） 检查主变冷却器电源1故障原因，汇报上级，联系检修。

42.高厂A变两相接地（差动保护动作）

现象：

（1） ECS上“HV AUX TRAN PROT ACT”、“1A AUX TRAN DIFF-PROT”报警。 （2） MFT、汽机跳闸、发电机跳闸、厂用电切换至备用电源。 处理要点：

（1） 确认锅炉MFT，汽机TRIP，发电机跳闸。出口开关、励磁开关跳闸。发电机电压至零。 （2） 确认厂用电已切至高备变供。6kV母线电压正常。 （3） 令助手对锅炉、汽机侧按MFT后进行处理。 （4） 确认主变500kV出口开关5011、5012已跳闸。

（5） 查看硬报警并到发变组保护屏内查看报警，确认为高厂变A差动保护斯动作。就地检查高厂变情

况。

（6） 汇报值长，联系调度。联系检修。

（7） 检查各PC 、MCC、UPS、110V DC、230V DC工作情况。 （8） 根据情况做好高厂变A的隔离措施。

43.高厂A变零序过流

现象：

（1） MFT、汽机跳闸、发电机跳闸、厂用电切换至备用电源。 处理要点：

（1） 确认锅炉MFT，汽机TRIP，发电机跳闸。出口开关、励磁开关跳闸。发电机电压至零。 （2） 确认厂用电已切至高备变供。6kV母线电压正常。 （3） 令助手对锅炉、汽机侧按MFT后进行处理。 （4） 确认主变500kV出口开关5011、5012已跳闸。

（5） 查看硬报警并到发变组保护屏内查看报警，确认为高厂变A零序过流动作。就地检查高厂变情况。 （6） 汇报值长，联系调度。联系检修。

（7） 检查各PC 、MCC、UPS、110V DC、230V DC工作情况。 （8） 根据情况做好高厂变A的隔离措施。

44.高厂A变高压侧速断

现象：

（1） ECS上“1A HV AUX_TRAN QK-BREAK PROT”报警。

（2） MFT、汽机跳闸、发电机跳闸、厂用电切换至备用电源。厂用电快速切换装置闭锁。 处理要点：

（1） 确认锅炉MFT，汽机TRIP，发电机跳闸。出口开关、励磁开关跳闸。发电机电压至零。 （2） 确认厂用电已切至高备变供。6kV母线电压正常。 （3） 令助手对锅炉、汽机侧按MFT后进行处理。 （4） 确认主变500kV出口开关5011、5012已跳闸。

（5） 查看硬报警并到发变组保护屏内查看报警，确认为高厂变A高压侧速断动作。就地检查高厂变情

况。

（6） 汇报值长，联系调度。联系检修。

（7） 检查各PC 、MCC、UPS、110V DC、230V DC工作情况。 （8） 根据情况做好高厂变A的隔离措施。

45.高厂变A低压侧速断

现象：

（1） ECS上“HV AUX_TRAN PROT ACT”、“CH POWER FAIL”报警。 （2） MFT、汽机跳闸、发电机跳闸、厂用电切换至备用电源。。厂用电快速切换装置闭锁。 处理要点：

（1） 确认锅炉MFT，汽机TRIP，发电机跳闸。出口开关、励磁开关跳闸。发电机电压至零。 （2） 确认厂用电已切至高备变供。6kV母线电压正常。 （3） 令助手对锅炉、汽机侧按MFT后进行处理。 （4） 确认主变500kV出口开关5011、5012已跳闸。

（5） 查看硬报警并到发变组保护屏内查看报警，确认为高厂变A低压侧速断动作。就地检查高厂变情

况。

（6） 汇报值长，联系调度。联系检修。

（7） 检查各PC 、MCC、UPS、110V DC、230V DC工作情况。 （8） 根据情况做好高厂变A的隔离措施。

46.高厂变A轻瓦斯

现象：

（1） ECS上“HV AUX_TRAN LIGHT GAS”报警。 处理要点：

（1） 查明动作原因，是否因空气侵入，油位降低，二次回路故障或是变压器的内部故障而造成的。 （2） 若瓦斯继电器内存在气体时，应记录含量，并按下表鉴定气体的颜色及是否可燃，从而决定处理

方法。

（3） 采取油样，根据色谱分析，综合判断处理。

（4） 若信号动作是因油中的空气溢出或强油循环系统吸入空气而引起的，而且信号动作的时间间隔越

来越短时，可能会造成跳闸时，应申请倒备用变压器运行，如无备用变压器， 则应申请将重瓦斯保护改投信号位置，联系检修查明原因，加以消除。

（5） 如检查发现内部有放电声或不正常的声音时，应停电检查。

47.高厂变A重瓦斯

现象：

（1） ECS上“HV AUX_TRAN LIGHT GAS”、 “HV AUX_TRAN HEAVY GAS”、 “HV AUX_TRAN PROT

ACT”报警。

（2） MFT、汽机跳闸、发电机跳闸、厂用电切换至备用电源。厂用电快速切换装置闭锁。 处理要点：

（1） 确认锅炉MFT，汽机TRIP，发电机跳闸。出口开关、励磁开关跳闸。发电机电压至零。 （2） 确认厂用电已切至高备变供。6kV母线电压正常。 （3） 令助手对锅炉、汽机侧按MFT后进行处理。 （4） 确认主变500kV出口开关5011、5012已跳闸。

（5） 查看硬报警并到发变组保护屏内查看报警，确认为高厂变A重瓦斯保护动作。就地检查高厂变情

况。

（6） 汇报值长，联系调度。联系检修。

（7） 检查各PC 、MCC、UPS、110V DC、230V DC工作情况。 （8） 根据情况做好高厂变A的隔离措施。

（9） 重瓦斯保护动作后应对变压器进行外部检查，检查瓦斯保护动作是否正确，通知检修采油样和气

体进行分析，以鉴定变压器内部是否存在故障。 若气体是空气，外部检查无异常，应查明瓦斯保

护动作原因，进行必要的电气试验及二次回路检查，经总工程师批准后投入运行。 若气体是可燃性的，不得将变压器投运。根据其他所动作的保护情况做综合分析判断，并由检修做相应的检查及试验后再决定是否投入。

48.高厂变A压力释放

现象：

（1） ECS上“HV AUX_TRAN PRES RELEASE”、 “1A HV AUX_TRAN OLVT GAS”报警。 （2） MFT、汽机跳闸、发电机跳闸、厂用电切换至备用电源。厂用电快速切换装置闭锁。 处理要点：

（1） 确认锅炉MFT，汽机TRIP，发电机跳闸。出口开关、励磁开关跳闸。发电机电压至零。 （2） 确认厂用电已切至高备变供。6kV母线电压正常。 （3） 令助手对锅炉、汽机侧按MFT后进行处理。 （4） 确认主变500kV出口开关5011、5012已跳闸。

（5） 查看硬报警并到发变组保护屏内查看报警，确认为高厂变A压力释放保护动作。就地检查高厂变

情况。有着火或着火迹象时联系消防。

（6） 汇报值长，联系调度。联系检修。

（7） 检查各PC 、MCC、UPS、110V DC、230V DC工作情况。 （8） 根据情况做好高厂变A的隔离措施。

（9） 压力释放保护动作后应对变压器进行外部检查，检查动作是否正确，通知检修采油样和气体进行

分析，以鉴定变压器内部是否存在故障。应查明保护动作原因，进行必要的电气试验及二次回路检查。

49.高厂变A开关重瓦斯（有载调压开关的重瓦斯保护）

现象：

（1） MFT、汽机跳闸、发电机跳闸、厂用电切换至备用电源。厂用电快速切换装置闭锁。 处理要点：

（1） 确认锅炉MFT，汽机TRIP，发电机跳闸。出口开关、励磁开关跳闸。发电机电压至零。 （2） 确认厂用电已切至高备变供。6kV母线电压正常。 （3） 令助手对锅炉、汽机侧按MFT后进行处理。 （4） 确认主变500kV出口开关5011、5012已跳闸。

（5） 查看硬报警并到发变组保护屏内查看报警，确认为高厂变A开关重瓦斯保护动作。就地检查高厂

变情况。

（6） 汇报值长，联系调度。联系检修。

（7） 检查各PC 、MCC、UPS、110V DC、230V DC工作情况。

（8） 根据情况做好高厂变A的隔离措施。由检修对有载调压装置进行检查。

50.高厂变A开关压力释放（有载调压开关的压力释放保护）

现象：

（1） MFT、汽机跳闸、发电机跳闸、厂用电切换至备用电源。厂用电快速切换装置闭锁。

（2） ECS上“1A HV AUX_TRAN OLVT PRESS RELEASE”、“HV AUX_TRAN OLVT GAS”报警。 （3） “UPS FALT”或“”110V 1 SECT DC FALT”可能报警。 处理要点：

（1） 确认锅炉MFT，汽机TRIP，发电机跳闸。出口开关、励磁开关跳闸。发电机电压至零。 （2） 确认厂用电已切至高备变供。6kV母线电压正常。 （3） 令助手对锅炉、汽机侧按MFT后进行处理。

（4） 确认主变500kV出口开关5011、5012已跳闸。

（5） 查看硬报警并到发变组保护屏内查看报警，确认为高厂变A开关压力释放保护动作。就地检查高

厂变情况。

（6） 汇报值长，联系调度。联系检修。

（7） 检查各PC 、MCC、UPS、110V DC、230V DC工作情况。

（8） 根据情况做好高厂变A的隔离措施。由检修对有载调压装置进行检查。

1、 高厂变A油位高 现象：

1） 无光字牌报警；

2） 电气报警ALM3中来 1A高厂变油位高报警 处理：

1） 发现高厂变油位高报警，检查高厂变油温及负荷电流，如是过负荷引起的油位升高可以将部分负

荷倒至1B高厂变带；

2） 检查变压器冷却装置的运行情况，监视油温、绕组温度情况；

3） 严密监视高厂变温度，就地检查变压器油位是否正常、检查负荷与油温及线圈温度是否对应；检

查变压器的三相电流是否平衡，电压、周波是否正常；

4） 若冷油器正常，环境温度正常，但变压器油温较同样负荷及冷却条件下高10℃或负荷不变、温度

不断上升，则认为变压器内部已有故障，应立即降低负荷或倒备变运行，并取油样分析。若温度不断上升且超过规定值时，应立即将变压器停运；

5） 当气温很高，变压器负荷又大时应及时进行放气，放气时必须缓慢小心防止瓦斯保护动作必要时

将重瓦斯改为信号；

6） 经过检查未发现异常联系检修放油至正常油位，放油时应将重瓦斯保护暂投信号。 2、 高厂变A油位低 现象：

1） 无光字牌报警；

2） 电气报警ALM3中来 1A高厂变油位低报警 处理：

1）发现高厂变油位低报警，检查高厂变油温及负荷电流是否正常； 2）检查变压器冷却装置的运行情况，监视油温、绕组温度情况；

3）派巡检就地核实高厂变油位，检查线圈油温是否正常，检查是否存在漏油现象；

4）严密监视高厂变温度，就地检查变压器油位是否正常、检查负荷与油温及线圈温度是否对应；检查变压器的三相电流是否平衡，电压、周波是否正常；

5）若冷油器正常，环境温度正常，但变压器油温较同样负荷及冷却条件下高10℃或负荷不变、温度不断上升，则认为变压器内部已有故障，应立即降低负荷或倒备变运行，并取油样分析。若温度不断上升且超过规定值时，应及时联系停机处理；

6）如漏油造成油位下降，禁止将重瓦斯改投信号，立即联系检修处理漏油并进行补油； 7）检修运行中无法处理漏油，油位继续下降时应及时联系停机处理；

8）经过检查未发现异常联系检修补油至正常油位，补油时应将重瓦斯保护暂投信号。 3、 高厂变A温度高报警 现象：

1） 温度1测点达70度（约7秒钟）发电机跳闸； 2） 机组报警中来“发电机保护动作”报警；

3） ALM1—5中无报警，保护E屏来“绕组温度高高”报警。 处理：

1） 按机组跳闸步骤检查各设备动作正常，执行正常停机操作；

2） 汇报值长，检查机组跳闸原因；

3） 派巡检就地全面检查高厂变温度高的原因：检查变压器冷却装置的运行情况，监视油温、绕组温

度情况，就地检查高厂变A有无短路、焦味、漏油等外部故障，联系检修确定温度高保护是否正常动作，检查变压器油位是否正常，并取油样进行分析；

4） 如经过检查温度指示正确应联系检修测量绝缘并经过试验合格后方可投入运行； 4、 A高厂变冷却器故障 现象：

1） ECS来高厂变冷却器故障报警； 2） ALM1来高厂变冷却器回路故障； 3） 高厂变A温度1、2快速上升；

4） 就地电源Ⅰ、Ⅱ切换无效，冷却器运行灯全灭。 处理：

1）立即降低机组负荷，控制高厂变温度在正常范围内；

2）派巡检就地检查，就地检查无问题，切至就地站抢合一次； 3）汇报值长，通知检修检查处理；

4）冷却装置电源全部消失时，运行人员应迅速查明原因，尽快恢复一路电源供电，同时应严密监视和记录好变压器的温度、温升、负荷、电源消失时间等情况，立即降低或转移所带负荷，通知检修人员处理。

5）经过处理，线圈温度升至95度，保护不动作立即停机； 6）需注意的是：若切换厂用电，机组立即跳机。 5、备变两相接地 现象：

1） UNIT“机组”报警来QCS CLOSE“快切闭锁”报警； 2） ECS来“高备变保护动作”报警；

3） ALM2来“500Kv断路器故障跳闸”报警； 4） ALM5来“备变差动保护”报警； 5） 高备变高压侧Q5041开关跳闸。 处理：

1） 检查高厂变运行正常，6Kv母线运行正常；

2） 保护屏确认保护动作情况，停用6Kv母线快切装置及保护压板； 3） 将5041开关及6Kv母线备用进线开关至检修位置； 4） 派巡检对备变进行全面检查；

5） 汇报值长，联系检修测量绝缘并进行处理。 5、 备变高压侧接地 现象：

1）UNIT“机组”报警来QCS CLOSE“快切闭锁”报警； 2）ECS来“高备变保护动作”报警；

3）ALM2来“500Kv断路器故障跳闸”报警； 4）ALM5来“备变高压侧零序过流保护”报警； 5）高备变高压侧Q5041开关跳闸。 处理:

1）检查高厂变运行正常，6Kv母线运行正常；

2）保护屏确认保护动作情况，停用6Kv母线快切装置及保护压板； 3）将5041开关及6Kv母线备用进线开关至检修位置； 4）派巡检对备变进行全面检查；

5）汇报值长，联系检修测量绝缘并进行处理。

6、备变轻瓦斯 现象：

1） ECS来“高备变轻瓦斯”报警；

2） ALM5来“备变高压侧零序过流保护”报警； 处理：

1）汇报裁判；

2） 立即就地检查变压器油位、油温、冷却器等，检查是否漏油，检查变压器内部是否有异常放电声；严密监视油温、监视瓦斯气体变化情况； 3） 汇报值长通知检修检查；

4） 通知检修检查变压器，联系化学，检查瓦斯继电器内部是否有气体，若有气体应取气样和油样做色谱分析，同时观察气体颜色及气量，取样时应按相关规定要求执行；

5） 若收集到的气体是可燃气体，色谱分析结果其含量超过正常值，则是变压器内部故障，应立即将变压器停止运行；

7、备变重瓦斯 现象

1）UNIT“机组”报警来QCS CLOSE“快切闭锁”报警； 2）ECS来“高备变保护动作”“备变重瓦斯，轻瓦斯保护“报警； 3）ALM2来“500Kv断路器故障跳闸”报警； 4）ALM5来“备变重瓦斯，轻瓦斯保护”报警； 5）高备变高压侧Q5041开关跳闸。 处理：

1）检查保护动作情况。

2）立即就地检查高备变油位、油温及瓦斯继电器动作情况。 3）通知检修化学对瓦斯继电器中积聚的气体量进行化验。 4）检查记录变压器动作跳闸时的电压、电流波动情况。 5）隔离检查；

6）转为检修状态作电气试验：停止主变冷却器并停电，拉开发电机出口刀闸，拉开主变出口刀闸，合上备变高低压侧接地刀闸。

8、备变压力释放 现象：

1）UNIT“机组”报警来QCS CLOSE“快切闭锁”报警； 2）ECS来“高备变保护动作”“备变压力释放“报警； 3）ALM2来“500Kv断路器故障跳闸”报警； 4）ALM5来“备变快速压力继电器动作”报警； 5）高备变高压侧Q5041开关跳闸。 处理:

9、备变有载调压重瓦斯 现象：

1）UNIT“机组”报警来QCS CLOSE“快切闭锁”报警； 2）ECS来“备变有载调压重瓦斯“报警； 3）ALM2来“500Kv断路器故障跳闸”报警；

4）ALM5来“备变有载调压重瓦斯：ST—TRAN OVLT QAS”报警； 5）高备变高压侧Q5041开关跳闸。 10、备变绕组温度高报警 现象：

1） 绕组，油温无任何变化；

2） ALM5来“备变绕组温度高”报警； 处理：

1）派巡检就地检查,核对启备变温度表指示是否正常，检查启备变温度与负荷及周围环境温度是否对应。汇报值长通知检修。

2）立即启动备用冷却器运行，监视油温、绕组温度情况；

3）严密监视启备变温度，检查：检查变压器油位是否正常、检查油温及线圈温度是否对应；检查变压器的三相电流是否平衡，电压、周波是否正常（备变投入运行时）；

4）如油温继续上升，未到85℃/95℃时，将6KV A段B段快切投闭锁位，在就地“网控站”将5041开关打至就地位，拉开高备变高压侧开关5041，停运高备变，通知邻机； 5）隔离高备变，拉开低压侧开关和高压侧隔离刀闸，通知检修处理。 11、备变绕组温度高跳闸 现象：

1）绕组，油温无任何变化； 2）ALM5来“备变绕组温度高”“备变油温高报警”报警；

84、6KVA段母线A相接地（A凝泵支路）

1）确认事故象征、确认无转机跳闸且母线电压正常，检查各负荷及母线保护无报警，判断为A母线及

其负荷发生单相接地。

2）以逐停母线负荷的方式来确定是哪一路负荷发生故障：先查有备用的负荷，先停次要，再停重要，

最后再母线的方式来查故障点。

3）在A凝泵倒为备用B泵后，停A凝泵故障消失，则断定为A凝泵故障。 4）复位快切装置。

5）按规定方式将A凝泵拉出至检修位，对其进行测绝缘，如绝缘不合格，则汇报值长，联系检修。 6）待故障消除后，将A凝泵送至工作位，备用。

85、6KVB段母线接地（B送风机支路）

处理方式按照上题的原则进行，但考虑到实际上汽机负荷有备用转机基本上都是在A

段上，建议处理时从锅炉方面入手，口述时先停锅炉侧负荷，停E、F磨煤机，先不考 虑启备用磨，马上再查B送风机，这样可以直接减负荷至单侧送风机所能达到的负荷 要求，避免做重复工作，浪费时间。

86--91、6KV段PT A相熔丝熔断

个人认为单相熔丝熔断应该是PT二次侧保险，所以在处理时只需要退出PT低电压保护、二次侧停电，

不需要将PT拖出至检修位，直接更换保险即可。

92、220V直流交流进线故障 1）故障为从保安MCC来的电源开关故障导致220直流母线I段由蓄电池供电且蓄电池失去浮充电源。 2）断开充电回路断路器，I段直流母线由蓄电池单独供电。 3）利用短时并联方法合上I、II直流母线联络断路器。 4）断开蓄电池断路器。

5）退出#1机220直流充电电源开关进行检修。 6）检修完毕后，恢复直流I段正常供电方式。

7）令副操全面检查各系统电源及各转机运行情况，在处理完毕后，检查各转机合闸回路正常、机组

各参数正常。

7）汇报值长。

93、220V直流充电器故障

处理方法同上，只是故障点不同而已。

94、220V直流母线接地支路选择（0—20） 220V直流母线接地

1） 通过现象确定为直流母线接地，检查绝缘监测装置不正常。

2） 依照先次要后主要，先双电源后单电源的原则瞬停直流负荷的方法来断定接地点。 3） 找到接地点后，隔离接地负荷，汇报值长，联系检修处理。 4） 处理完毕后恢复220V直流的正常运行方式。

95、220直流主开关故障

1）检查220V直流I段电压到零，蓄电池至母线蓄电池断路器断开。 2）合上充电器断路器，恢复母线电压。

3）合上220V母线I段、II段母线联络断路器。 4）断开220V直流I段充电回路断路器。 5）退出蓄电池断路器，对蓄电池进行放电。 6）汇报值长，联系检修处理蓄电池断路器。

7）蓄电池处理好以后恢复220V直流I段母线运行方式。 8）对系统进行全面检查正常，汇报值长。

97—104、110V直流系统故障参照220V直流系统处理。

104.110v直流B段进线开关故障

1、DCS报警110VⅡ段直流系统故障，就地检查发现110V直流B段交流进线电源电压为0,110V直流B段母线由蓄电池供电，电压正常。监视110V直流母线Ⅱ段母线电压略微下降。（实际110V负荷画面电压仍为零）

2、确认2蓄电池充电器侧进线开关已断开，拉开110V直流母线Ⅱ段母线交流进线开关。 3、由110V直流母线1B段供电：确认母线电压一致，合上110V直流母线Ⅱ段侧联络开关、110V直流母线Ⅰ段侧联络开关。

4、拉开2蓄电池110V直流母线侧进线开关，避免1A、1B蓄电池长时间并列运行。 5、汇报值长并联系检修处理

105、#1机UPS主机整流器故障

1、DCS报警发UPS故障，就地检查#1机主UPS整流器故障闪烁，检查UPS系统自动切换至直流220V供电，出口电压正常。

2、断开#1机主UPS交流电源进线开关，拉至检修位。 3、将#1机主UPS电源切至手动旁路供电，检查电压正常。 4、断开#1机主UPS直流220V电源开关。 5、汇报值长，并联系检修处理。

106、#1机UPS主机逆变器故障

1、DCS报警发UPS故障，就地检查#1机主UPS逆变器故障闪烁，检查UPS系统自动切换至旁路电源供电，出口电压正常。

2、断开#1机主UPS交流电源进线开关，拉至检修位。 3、断开#1机主UPS直流220V电源开关。

3、将#1机主UPS电源切至手动旁路供电，检查电压正常。 4、断开#1机主UPS旁路电源开关。 5、汇报值长，并联系检修处理。

107、锅炉PC-A段A相熔丝熔断

1、

118、汽机PC-B段PT C相熔丝熔断

1、报警3画面：380V汽机1B段母线TV故障，检查汽机PC1B段电压显示正常。 2、就地检查380V汽机1B段母线PT外观无异常，测量母线PTC相熔丝下口无电， 其他两相正常，判断为汽机PC-B段PT C相熔丝熔断。

3、取下C相熔丝，更换新的熔丝，测量下口电压正常，检查报警信号消失。 4、汇报值长，处理完毕。

119、保安A工作进线故障，备用拒动，启柴发。

1、检查DCS报警：A空预器主电机跳闸，辅电机联起，110V直流、UPS故障报警，确认后消失，柴油发电机自启动。电泵辅助油泵跳闸，空侧交流油泵跳闸，直流油泵联起。

2、检查保安系统，发现保安MCC-1A段交流进线1开关跳闸，备用进线开关拒动未合，柴油发电机自动联起，分段联络开关跳闸。检查保安MCC-1A段电压正常，远方合联络开关拒动，就地合联络开关正常，保安MCC-2A段电压正常。

3、派巡检就地检查柴油发电机运行正常，检查柴油发电机油箱油位正常。

4、令副操员复位跳闸设备，启动电泵辅助油泵、空侧交流油泵运行，停止空侧直流油泵。 5、汇报值长、通知检修检查交流进线开关及备用开关拒合原因。

120.保安B进线故障，备用拒合，就地启柴发

1、检查DCS报警：B空预器跳闸，B吸送风机跳闸，E、F磨煤机相继跳闸，110V、220V直流故障、UPS故障发。110VⅡ段、220V充电器交流电源失电、备用UPS交流电源失电，电压为零。

2、检查B空预器跳闸，B吸送风机连锁跳闸，E、F磨煤机相继跳闸，机组RB动作正常，令付操严密监视RB动作情况，控制主再热蒸汽温度在正常范围内，控制中间点温度。复位各跳闸设备。

3、检查保安系统发现保安MCC-1B段交流进线1开关跳闸，备用进线开关拒动未合，柴油发电机未自启动，分段联络开关跳闸，保安MCC-B段失电。 4、立即派巡检就地手动启柴油发电机正常，合上柴油发电机出口开关及保安PC至保安MCC-B联动开关，检查保安MCC-1B段电压恢复正常，合上保安MCC-1B段联络开关，检查保安MCC-2B

段电压恢复正常。

5、派巡检就地检查柴油发电机运行正常，检查柴油发电机油箱油位正常。

6、保安MCC-1B电源恢复后，立即启动B空预器运行，启动B吸送风机运行，相继启动E、F磨，恢复机组负荷。

7、检查110VⅡ段、220V充电器交流电源恢复正常、备用UPS交流电源恢复正常，电压正常。 8、汇报值长，联系检修检查交流进线开关、备用开关拒合以及柴油发电机未自启动原因。

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