避雷器短路

2020-03-04 00:52:07 来源：范文大全收藏下载本文

2013年6月16日15:42， 220KVPT A相避雷器击穿造成I母差动保护动作，母线失电1号机组跳闸。

跳闸前机组状态︰一号机组、电法1线路在一母线上，二号机组、电法2线路、启备变在二母线上。母联开关在合位，两条母线并列运行。当时一号机组状态：负荷232MW，主汽压力15.2MPa,主汽温度542℃，再热蒸汽压力2.54MPa，再热蒸汽温度533℃.背压11.8KPa。

由于当时天气下雨，一母线PT A相避雷器电流表和计数器损坏造成击穿短路启动母差保护跳母联开关及一母线上的所有开关，导致一号机组220KV主开关跳闸，灭磁开关跳闸，关主汽门跳汽机，启动6KV快切切换厂用电,锅炉BT，转速升至3076r／min，部分空冷风机跳闸。接班时状态：汽机侧：

1.事故已基本处理完毕，汽机转速已降到600多r／min。

2.高压主汽门，高调门，中主门，中调门关闭。所有抽气逆止门、电动门关闭，高排逆止门关闭，高排通风阀开启，一二号通风阀关闭，所有抽气管道、主再热蒸汽管道及汽机本体的所有疏水门关闭，高排逆止门前后疏水门关闭，低旁管道疏水门关闭。汽机本体疏水采用的是定时疏水的方法。

3.高低旁也已开启并调整维持主再热蒸汽压力正常。同时注意高低旁后的温度变化，并通过减温水来调整（这边高旁减温水手动门正常运行是关闭的，快开保护也未投）

4.低压缸喷水投自动也已开启，本体事故减温水投自动也已开启。 5.除氧器，轴封气源已切换正常，压力温度正常，并经常进行调整。辅汽联箱由临机带。

6.除氧器，排气装置水位正常。高低加正常事故疏水门全关闭，水位也都是正常低报警。

7.整个过程严密监视轴振，瓦振，轴向位移，胀差，高压缸膨胀值，上下缸温差，各轴承供回油温度，各轴承金属温度，低压缸排气温度，本体事故疏水扩容器温度，氢气压力，温度，纯度，密封油压力温度，润滑油压力温度在正常范围内。必要时就地调整冷却水维持温度在正常范围内。此时，氢气压力降至0.275MPa，根据温度关闭了氢气冷却器供水门（12.6m发电机侧4个）

8.EH油泵及循环泵也停止。高启泵也停止。交流泵，顶轴油泵运行正常，电流，压力正常。

9.汽机整个过程都维持真空正常。由于床温高，蒸发量大未破真空。 10.专人调整汽包水位，主给水阀已切换至旁路阀，1B电泵未停止而是开启再循环门，转速降低至最低关闭其出口门（建议应停止） 11.严密监视机组各参数的变化，并注意画面报警情况，有异常立即进行调整。此时一定要加强监视。

12.当转速为零时，投入盘车，惰走时间大约两个多小时。并注意盘车电流，轴偏心值，就地有无异音磨擦。锅炉侧：

1.检查给煤线全部跳闸并对其复位，出入口闸板关闭。石灰石系统跳闸并对其复位，关闭所有门。停运所有冷渣器。 2.所有燃油系统切除，快关阀关闭。

3.检查主再热蒸汽减温水所有门关闭。连续排气门关闭。

4.检查所有风机跳闸，并对其复位，关闭所有出入门，动叶置最小位。关闭外置床，回料器流化风门，关闭外置床灰控阀。 5.若吹灰时检查所有吹灰器退出，停止吹灰。

6.严密监视床温，床压，主再热蒸汽压力温度等各参数的变化，氧量上升，排烟温度下降。

7.专人调汽包水位，主给水阀旁路阀切换，维持水位正常。注意汽包壁温差的变化，给水泵再循环阀动作情况。

8.根据实际情况及床温变化停运的时间，应启动引风机，流化风机。送风机，一次风机，对炉膛本体及外置床回料器的床料充分流化，防止低温结焦板结。流化一段时间后无异常各参数正常应将所有风机停止进行闷炉。电气侧：

1.检查主开关，灭磁开关断开。

2.有功，无功为零。定子电流电压，转子电流电压为零。 3.厂用电已切换，启备变油温，绕组温度正常。

4.厂用电电压，电流正常，保安段电压，直流系统电压，UPS系统电压正常。

5.220KV一母线所有开关刀闸及母联开关两侧刀闸全部拉开。 6.事故已查明原因，一母线PT A相避雷器电流表和计数器损坏造成击穿短路启动母差保护跳母联开关及一母线上的所有开关。而后将刀闸也拉开。接班后; 事故恢复处理：

就地检查发现220KV I母A相避雷器计数器损坏，将220KV I母线A相避雷器隔离（检修将A相避雷器连接线甩开），B、C相避雷器正常投入。现在220KV II母线有一组避雷器，一号主变出口有一组避雷器，启备变高压侧一组避雷器，二号主变出口一组避雷器，能够满足母线正常运行要求，申请中调恢复运行。得令后通过电法一线路对一母线充电，联系合线路母线侧刀闸，线路侧刀闸，检无压合上线路开关，联系中调合对侧开关，并注意一母线电压的变化，三相电压应平衡，就地检查无异常后汇报中调，正常后采用母联进行合环，合上母联开关两侧刀闸，采用检同期进行合环，若两侧母线电压偏差较大，可以适当提高二号机无功来提高电压，但此时一定要注意二号机定子出口电压和电流及转子电压电流不要超限。最后全面检查220KV升压站运行正常无异常报警，对启备变进行倒母线操作将其倒至一母线带。联系将一号主变接地刀闸合上（正常运行二号主变接地刀闸在合位，一号机在断开位）。联系电气对空冷岛跳闸风机进行复位，并逐个进行启动，维持背压正常。锅炉侧：

在给一母线充电过程中可以启动锅炉进行升温升压，先开启一侧送风机出口门，启动另一侧一台引风机，开启回料器流化风门，启动两台流化风机，调整出口压力正常（50KPa），启动对应侧送风机，调整负压正常，启动另一侧送风机，启动同一侧引风机，维持负压风量正常，变频启动两台一次风机，通过调整引风机及一次风机维持炉膛负压及出口压力(19kPa)正常，两侧床压床温正常，根据床温情况投入油枪，（投右一油枪），对其给煤线进行点动，严密监视床温、床温升速率及氧量变化，若床温升高，升温率增大，氧量下降，投入B,C两条给煤线，此时发现两侧床压，床温偏差太大（右侧大于左侧6KPa温度100多度），立即通过一次风进行调整，适当开大床压高的一次风调门，关小床压低的一次风调门进行对床料充分流化，见无法快速恢复时立即又停止了C给煤线进行调整（也可以启动床压高侧的排渣线，但两侧床压偏差有减小趋势，故未启排渣线）。直至调平为止。根据床温停止有枪运行

启动A,D两条给煤煤线根据床温升速率变化逐渐增加给煤线出力，严格控制床温，床压，床温升速率和主再热蒸汽温度的升速率，以及汽包水位的变化。

根据床温达到600度时可以对外置床进行预暖，根据情况投入外置床。汽机侧：根据主再热汽温度上升情况，逐渐开启本体及主再热蒸汽管道疏水门，当主汽压力达到10MPa，主汽温度为520度，再热蒸汽压力0.8—1.0 MPa，再热蒸汽温度450度。此时高压缸第一级温度447度，中压缸第一级温度457度。可以准备冲转：

1.检查高压主汽门，高调门，中主门，中调门关闭。所有抽气逆止门、电动门关闭，高排逆止门关闭，高排通风阀开启，一二号通风阀开启，所有抽气管道、主再热蒸汽管道及汽机本体的所有疏水门开启，高排逆止门前后疏水门开启，低旁管道疏水门开启。 2.检查盘车运行正常，盘车电流，轴偏心值，就地有无异音磨擦。 3.低压缸喷水投自动也已开启，本体事故减温水投自动也已开启。 4.高低旁开启并调整维持主再热蒸汽压力正常，高低旁后温度正常 5.检查轴振，瓦振，轴向位移，胀差，高压缸膨胀值，上下缸温差，各轴承供回油温度，各轴承金属温度，低压缸排气温度，本体事故疏水扩容器温度，氢气压力，温度，纯度，密封油压力温度，润滑油压力温度，顶轴油压正常。必要时就地调整冷却水维持温度在正常范围内。将各减温水投入自动 6.锅炉燃烧稳定 7.检查汽机保护投入正常 8.检查除氧器，排气装置水位正常

9.检查背压正常﹤30KPa，真空系统运行正常 10.11.12.13.14.检查轴封压力温度正常启动EH油泵检查油压电流正常检查单／顺阀在单阀

启动高备泵，就地对机头跳闸杆进行复位，隔膜阀油压为0.7MPa。进行挂闸运行，检查中主门全开开，高调门全开，就地开启也正常（可以进行就地远方打闸试验） 15.输入升速率300r／min，目标转速3000r／min，进行升速。低加随机投入，检查盘车脱开并停电。 16.严密监视轴振，瓦振，轴向位移，胀差，高压缸膨胀值，上下缸温差，各轴承供回油温度，各轴承金属温度，低压缸排气温度，本体事故疏水扩容器温度，润滑油压力温度，顶轴油压正常。 17.中调门开启600 r／min稳定转速后，自动继续升起，转速达到1150—2000 r／min是临界转速。升速率自动升至400 r／min进行过临界，而后升速率回到300 r／min继续升速，达到2300 r／min时自动稳定转速记忆中调门，直至升至2950 r／min停止升速，稳定转速 18.19.20.进行高主门，高调门切换

升至3000r／min，升速率50 r／min稳定至3000 r／min 检查交流润滑油泵，顶轴油泵，高备泵，联停正常，否则手动停止。检查高排逆止门开启，否则手动开启。 21.整个过程严密监视轴振，瓦振，轴向位移，胀差，高压缸膨胀值，上下缸温差，各轴承供回油温度，各轴承金属温度，低压缸排气温度，本体事故疏水扩容器温度，润滑油压力温度，顶轴油压正常。汽轮机转速的变化。除氧器，排气装置的水位。 22.23.24.整个过程必须通过高低旁进行调整主再热蒸汽压力保持不变。定速后投入氢气冷却器冷却水，对汽机所有画面进行全面检查。整个过程注意背压的变化，必要时启风机，提高风机转速。维持背压正常。并网：

1.根据并网票检查各设备投入正常，启停机，误上电，闪络保护投入正常，出口刀闸在合位，具备并网条件 2.合上灭磁开关，检查转子电压，电流正常 3.检查励磁系统在自动位，点击建压，检查定子电压升至20KV,否则通过无功进行调节， 4.同期装置投入 5.在DEH画面投入同期

6.同期装置启动，检查主开关闭合，有功无功正常，定子电压电流，转子电压电流正常。此时并网后无功会很大，立即减无功维持在40 MVar左右，注意电压的变化

7.将同期装置停电，退出启停机，误上电，闪络保护。 8.退出胀差。高压缸排气温度高保护。

并网后检查高排通风阀关闭，一二号通风阀关闭，开始升负荷，根据主再热蒸汽压力逐渐关闭高低旁。注意汽包水位，主再蒸汽压力温度的变化。根据主汽压力开始升负荷（阀控或功控） 1.负荷达到30MW时检查高压疏水门关闭

2.负荷45MW时投入高加，检查低压缸喷水关闭，若排气温度高应手动开启

3.当四抽压力达到0.147MPa时，将四抽供除氧器，辅汽联箱投入。 4.负荷60MW时，检查低压疏水门关闭，切换厂用电

5.负荷90MW时，主给水阀切换(此过程发生了主给阀未全开，就将调门前后电动门关闭的错误操作) 6.100MW以上就可以申请调度投入PSS，AVC.7.负荷180MW时，单顺阀切换，投入协调，申请中调投入AGC。 8.负荷180MW以上，轴封实现自密封检查供汽门关闭，再启一台给水泵。