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开关柜故障事故分析篇一
案例11 施土留下隐患，值班员误碰电缆断面线路跳闸
事故简况：1989年2月16日，绥化电业局220kv绥化一次变电所值班员清扫卫生中，见习值班员齐××在清擦1号主变压器保护屏屏后地面时，拖布碰到该屏后地面上电缆断面，警报铃响，220kv分段兼旁路绿灯闪光，“掉牌未复归”光字牌亮，经检查直流接地信号继电器掉牌，无其他信号，一次设备无异常，汇报调度，按调度令拉开220kv绥海线断路器，合上220kv分段兼旁路断路器正常，随后，合上220kv绥海线断路器正常。
事故原因及暴露问题：按扩建工程二次图纸设计要求，主变压器直接接地零序保护接地后，先跳220kv分段兼旁路断路器，220kv分段兼旁路综合重合闸屏至1号主变压器保护屏控制电缆分段屏侧的正电“1”与手动跳闸起动回路“r33”两芯均已接线带电。1号主变压器保护屏侧电缆芯中的正电“1”与跳闸回路“r33”之间需串入直接接地零序保护2段时间继电器的滑动触点。因当时1号主变压器在运行中，所以未施工安装，该电缆盘卷在屏后地面上，1号主变压器保护屏电缆断面的“1”与“r33”线芯裸露在外。违反《继电保护和安全自动装置检验保安规程》检验工作中对下列各点应特别注意安全谨慎从事之5“拆下的带电线头，必须包扎稳固，做好记录，恢复时逐项核对”的规定，没有对裸露在外的带电电缆芯“1”与“r33”进行包扎，是发生事故的主要原因。
值班员对回路和施工情况不清楚，致使拖布碰擦电缆断面，造成“1”与“r33”两芯短路，是发生事故的直接原因。
事故暴露出继电人员工作责任心不强，裸露的电未包扎，也未向运行人员交待。
运行单位验收不细，把关不好。
防范措施：
(1)运行单位一定要加强验收把关工作，验收时一定要严、细。
(2)对运行设备的二次电缆，投运要制定详细的施工方案和安全措施。
(3)继电人员在工程完工后，要与运行单位进行认真、详细的交待，特别是遗留下来的未完工程，更应仔细交待，应告诫运行人员要注意的地方。
案例12 触碰跳闸回路，造成母差保护误动
事故简况：1986年7月3日16时16分吉林电业局铁东变电所倒闸操作，恢复220kv母线固定连接。运行人员在拉开220kv母差保护三极隔离开关时，因带有正电源的固定三极隔离开关的螺丝窜出，误碰到220kv母差保护跳闸回路，造成220kv母联断路器跳闸。
事故原因及暴露问题：
(1)该220kv母差保护是1986年5月10～20日检定的，试验人员对盘内线头及螺丝都进行了检查和加紧，但由于对三极隔离开关固定螺丝的管辖分工概念不清，故对三级隔离开关检查不细，三极隔离开关固定螺丝早已窜出的隐患没有及早查出，是发生事故的主要原因。
(2)运行人员在拉三极隔离开关前，没有对三极隔离开关进行检查，早已窜出的带正电的螺丝误碰起动220kv母联断路器跳闸继电器mlj回路，造成220kv母线差动保护动作，跳开220kv母联断路器，是发生事故的直接原因。
防范措施：
(1)继电人员与运行人员对设备的维护分工要有明确的划分，消灭管辖分工概念不清的死角，防止因设备分工不明造成事故。
(2)应对端子排20cm以内进行全部细致的检查，对经常操作的连接片、隔离开关、重合闸试验按钮应加强检查维护，加强复查，将隔离开关固定螺丝焊死，运行人员操作时，应先检查后操作。案例13 保护装置元件绝缘老化、脏污，造成线路跳闸
事故简况：1990年2月10日，营口电业局盘山一次变电所1号所用变屏弧光短路，引起直流正极接地，致
使220kv阜盘线c相继电器动作，断路器跳闸重合成功。
事故原因及暴露问题：
盘山一次变电所控制室内与1号所用变压器交流屏并排按放的直流屏，在弧光作用下，发生直流系统正极弧光接地，是发生事故的直接原因。
继电人员对所维护的保护装置未能按《继自装置运管规程》4.2.4条“设备专责岗位责任：掌握装置缺陷情况，及时消除并贯彻和执行本专责设备反事故措施计划，搞好设备升级、定级工作”的规定执行，其中接地综合重合闸屏选相元件c相插件绝缘老化、脏污，未能及时发现和消除，在当时特定的潮湿空气中，使插件座上18端子与地之间绝缘电阻急剧变小，这样使继电器动作跳闸经试验k点绝绝缘电阻在较干燥的天气下，可达2mω，而当时只有0.6mω；是发生220kv阜盘线c相跳闸的主要原因。事故暴露出：
(1)直流屏与交流屏之间未加隔板，所以造成相互影响。
(2)盘山地区盐碱大，空气较潮湿，门窗密封不好，造成设备脏污。
防范措施：
(1)交、直流屏间应立即加上绝缘隔板，以减少其相互间影响。
(2)要把控制室门窗密封完好，防止尘土过多积存在屏内各端子上，特别要注意和防止室内 装置受潮。
(3)继电专责岗位责任制要加强，一定要严格执行《继自装置运管规程》的各项规定，维护好设备，加强设备的巡视、检查，及时消除设备的隐患，防止保护装置误动作。
案例14 气体继电器误动作，主变压器两侧断路器跳闸
事故简况：1990年5月18日，吉林通化电业局水洞一次变电所直流接地，2号主变压器轻、重瓦斯保护动作，两侧断路器跳闸，2号主变压器停电，次日，经检查后2号主变压器恢复运行。
事故原因及暴露问题：气体继电器接线柱槽盖，在制造结构上存在易脱落的缺点，当大风雨时，槽盖脱落后，槽内进入雨水，是气体继电器误动作的直接原因。
继电人员未按《继自装置运管规程》4.2.4条“设备专责岗位责任：掌握装置缺陷情况，及时消除并贯彻执行本专责设备反事故措施计划，搞好设备升级、定级工作”的规定执行，对气体继电器接线柱槽盖易脱落的缺陷掌握不够，不能及时消除、处理，是发生事故的主要原因。
变电运行人员在巡视检查工作中，没有发现气体继电器无防雨措施和及时处理，是发生事故的重要原因。
事故暴露出继电人员、变电运行人员等责任心不强，没能严格按“规程”规定做好本职工作。防范措施
(1)针对此次事故的教训，应认真对全局各主变压器的气体保护接线柱槽盖进行一次全面检查，防止同类性质事故再次发生。
(2)气体继电器安装、调试后，应在记录簿中记录防雨措施是否完善、好用。
(3)对气体继电器接地柱槽盖易脱落缺点，应列入技改项目，发动科技人员、广大变电、继电人员，提出改进意见。
(4)继电专责人和变电运行人员，要提高责任感，认真检查、巡视设备，发现问题要及时处理。
案例15 送电线路故障，保护误动导致一次变电所全停
事故简况：1990年12月22日，吉林延边电业局图门一次变电所，因下雨雪，造成送电线路覆冰，超过设计标准，220kv图延甲线导线覆冰40mm，覆冰和粘雪使导线不均匀下落，上下跳动，造成线路混线、短路。当天2时10分，图门一次变电所全停，检查时，发现220kv珲图乙线相差高频动作，断路器跳闸不重合；220kv图延甲线两侧高频方向和距离保护一段动作，断路器三相跳闸不重合(均在单相重合闸位置)；66kv图纸线低频动作，断路器跳闸。经省调指挥于3时13分图门一次变电所恢复正常。
事故原因及暴露问题：这次事故的起因是220kv图延甲线覆冰灾害所致。
220kv珲图乙线珲春电厂侧保护误动造成图门一次变电所全停的事故，主要是因为珲春电厂侧保护装置中有一寄生回路存在，这是珲春电厂继电人员违反《继自现场保安规定》3.14条“保护装置二次线变动或改进时，严防寄生回路存在，没用的线应拆除”的规定，在保护装置二次回路线变动和改动时，没有把没有用的线拆掉所致，是珲图乙线保护误动的主要原因。
电力载波中断，原因是载波机电源中断，这主要是所用电源不可靠，通信联系不通，延误了变电所恢复送电时间，是事故延长的主要原因。
事故暴露出：
1事故发生后，电厂、变电所等沟通信息时，情况不准确，给判断事故、恢复送电造成一定的困难。2图一次变电所所用电源不可靠，地调处理时不果断，应通过韦子沟变电所送电到图一次变电所。3图纸线是供造纸厂，而该厂有自备发电机在运行中，没有低频减载装置，故这次低频动作，说明该局对用户自备电源管理不善。
防范措施：
1要对一次变电所和重要的变电所所用电必须做到有外电源并有自动切换装置，确保所用电不间断。2要加强对继电、通信和变电运行人员的技术业务培训，运行人员的重点是事故处理和各种保护连接片的使用，保护动作信号的分析和故障录波器的使用；继电人员的重点是严格执行各种检验规程、保护和自动装置的检验，最终以整体试验和模拟运行状态下检验为准；通信人员的重点是熟悉设备和系统，会紧急排除故障。
3通过这次事故，要尽快完善事故时暴露的问题，如用户自备电源的管理等。
案例16 振动过大，造成保护误动线路单相跳闸
事故简况：1992年10月13日，齐齐哈尔电业局继电人员，在北郊变电所处理220kv二郊甲线重合闸灯不亮的缺陷，因继电人员不小心，使保护盘受力振动，将b相防跳继电器触点闭合，造成b相断路器跳闸的事故。
事故原因及暴露问题：继电保护工作人员在处理220kv二郊甲线重合闸灯不亮的缺陷时，违反《安规》(变电)第217条“在保护盘上或附近打眼等振动较大的工作时，应采取防止运行中设备掉闸的措施，必要时经值班调度员或值班负责人同意，将保护暂时停用”，也违反《继自现场保安规定》第3.6条“尽量避免在运行的保护屏附近进行钻孔或进行任何有振动的工作，如要进行，则必须采取妥善措施，以防止运行的保护误动作”等规定，继电人员在拔重合闸继电器时，由于用力过猛，致使保护屏(盘)受力振动过大，将b相防跳继电器的触点闭合，造成b相断路器跳闸，是发生事故的直接原因。
运行人员在线路跳闸事故处理时，违反《齐齐哈尔电力系统调度规程》以下简称《调度规程》第169条之四“装有同期装置的线路断路器跳闸，在确认线路有电压且符合并列条件时，可不待调度命令，自行同期并列或环并”的规定，当220kv二郊甲线b相保护误动造成断路器跳闸后，运行人员没有合同期把手，就进行强送，造成强送不成功，经调度同意切开其他两相后，再次三相合闸成功。运行人员技术素质低，没按《调度规程》执行，是事故延长时间的主要原因。事故暴露出继电人员对运行的保护盘上的工作，安全重视不够、麻痹大意，工作负责人监护指导不利。
防范措施：
(1)在运行的保护盘上工作，对有可能发生较大的振动时，应派有经验的人员去进行工作，并在工作前详细研究，制定减轻振动的方法和注意事项。
(2)在运行的控制和保护盘上工作前，要做好危险点的分析，对在盘上工作的继电人员要详细交待，使每位继电工作人员都能提高警惕，并指派有经验的继电人员做监护人，监护人要认真负责，不间断地监护，随时指导和纠正不安全的动作。
(3)运行人员要加强对技术、业务学习，熟悉有关规程，遇事有章可循，确保设备安全运行，尽力减少事故处理时间。
开关柜故障事故分析篇二
高压开关柜典型故障分析
电力系统广泛使用10kv(含6kv)—35kv开关柜，担负着发电厂用电、变电站和用户供电的任务，且用量大，分布广。由于1okv－35kv开关柜的设计、制造、安装和运行维护等方面均存在不同程度的问题，因而开关柜事故率比较高，危及人身、电网和设备安全，影响供电可靠性。
一、下面列举几种类型的开关柜事故（故障）案例：
（一）开关柜防爆性能不足或防误性能不完善，危及人身安全； 由于开关柜防爆性能不足或防误性能不完善，近几年省内外发生多起人身伤害事件，以下列举四起事故：
1.2006年2月 24日，某 220kv变电站 10kv高压开关柜（ggx2型）由于馈线故障，开关发生拒动，运行人员在处理开关拒动过程中，当拉开开关，确认开关位置指示处于分闸位置后，操作拉开隔离刀闸时，发生弧光短路，造成 2人重伤 1人轻伤。事故后现场检查发现：该开关操作机构 a、b相拐臂与绝缘拉杆连接处松脱，造成 a、b相主触头未分开，在操作拉开隔离刀闸时发生弧光短路。由于906柜压力释放通道设计不合理，下柜前门强度不足，弧光短路时被电弧气浪冲开，造成现场人员被电弧灼伤。开关柜的上述问题是人员被电弧灼伤的直接原因。
2.7月 1日，某单位发生一起因变电运行人员擅自打开10千伏开关柜柜门，误碰带电部位造成的人身触电死亡事故。设备缺陷是事故发生的又一间接原因。由于 6522a相刀闸动触头绝缘护套老化，松动后偏移，刀闸断开时护套卡入动触头与刀闸接地侧的静触头之间，造成刀闸合闸时卡涩合不上。且该 gg－1a型高压开关柜系 60年代设计的老旧产品，96年生产，97年投运；原安装有机械程序防误锁，于 2002年改造为微机防误装置，由于此型号的高压开关柜原设计不完善，不能实现线路有电强制闭锁。
3.2009年9月30日，某220kv变电站发生一起10kv开关柜内部三相短路，电弧产生高温高压气浪冲开柜门，造成2名在开关柜外进行现场检查的运行值班员被电弧灼伤，其中1人于10月1日死亡。
4.2010年8月19日，8月19日，某单位在更换某220kv变电站10kv i段母线pt过程中，工作班成员触碰到带电的母线避雷器上部接线桩头，造成2人死亡、1人严重烧伤。
初步分析，事故主要原因为厂家设备一次接线错误。根据国家电网公司典设和设备订货技术协议书，10千伏母线电压互感器和避雷器均装设在10千伏母线设备间隔中，上述设备的一次接线应接在母线设备间隔小车之后（见附图1）。而开关柜厂家在实际接线中，仅将10千伏母线电压互感器接在母线设备间隔小车之后，将10千伏避雷器直接连接在10千伏母线上，导致拉开10千伏母线电压互感器9511小车后，10千伏避雷器仍然带电（见附图2）。
变电站运行人员按照工作票要求，拉出10千伏ⅰ段母线设备间隔9511小车至检修位臵，断开电压互感器二次空开，在ⅰ段母线电压互感器柜悬挂“在此工作”标示牌，在左右相邻柜门前后各挂红布幔和“止步，高压危险”警示牌后，向调度汇报。变电站运行人员与工作负责人一同到现场对10千伏ⅰ段电压互感器进行验电，由于电压互感器位臵在9511柜后，必须由施工人员卸下柜后档板才能进行验电，在验明电压互感器确无电压之后，运行人员许可施工人员工作。由于电压互感器与避雷器共同安装在10千伏ⅰ段母线设备柜内（见附图3），施工人员在工作过程中，触碰到带电的避雷器上部接线桩头，造成人员触电伤亡。
图1：
附图2
附图3：
（二）开关内设备接（触）头过热性故障
封闭式开关柜在运行中不能打开，因此难以测量运行中柜内接（触）头的实际温度，如不及时发现并处理接（触）头过热性缺陷，严重威胁电力安全生产。固定式开关柜每个进出线间隔共有负荷电流流过的33或39个接（触头），小车移动式开关柜每个进出线间隔共有负荷电流流过的24个（或更多）接（触头）。这些接（触）头直接流过负荷电流，当负荷较大时存在隐患的接（触）头就会严重发热。由于发热点在密封柜内，运行中的柜门禁止打开，值班人员无法通过正常的监视手段发现发热缺陷。一旦触头发热严重必然造成事故发生，影响系统安全运行。下边四起故障分析。
1.2007年2月3日23时59分，某变电站10kv电容器组iii644开关跳闸，保护装置显示“过流i段动作”。现场检查发现，10kv配电室有浓烟，10kv电容器组iii开关柜下部有着火现象。第二天检查情况：10kv电容器组iii 644开关柜内b相ct和铝排连接处松动引起发热导致该处烧断和热缩材料燃烧，a、c相也有放电痕迹。
2.2009年8月16日晚，某变电站发生10kv开关柜故障，烧损多面开关柜。
10kv农专ⅰ线柜（开关、ct、静触头及套管、母排及相接铜排、母排套管、保护测控装置、屏顶小母线、电度表、二次控缆烧损；出线电缆头轻微灼伤）；
a相 b相 c相
开关 电缆头及ct 母线
10kv下白货柜（母排、母排套管、静触头及套管、保护测控装置、屏顶小母线、电度表、二次控缆烧损；相接铜排、开关、ct、出线电缆头轻微灼伤）；
母排 保护及二次控缆
10kv医院ⅰ柜（母排、母排套管、静触头及套管、保护测控装置、屏顶小母线、电度表、二次控缆烧损；相接铜排、开关、ct、出线电缆头轻微灼伤）；
保护及二次控缆 母排
故障原因分析：10kv农专ⅰ线开关柜由于隔离插头接触不良，开关长期在满负荷运行，触头发热引起梅花触头的弹簧退火变形，失去弹性，造成该隔离插头接触电阻变大，运行中发热烧熔，烧损触头周围的绝缘件，最终绝缘击穿，造成触头相间短路故障。
2.2010年8月12日某变电站#1主变低压侧631开关因发热造成开关柜内部三相短路烧毁。
初步分析是：1#主变 10kv侧 631手车开关柜内断路器 a相母线侧梅花插头（上侧）与静触头间接触不良发热，最终发展成梅花插头对静触头电弧放电，导致真空断路器铜触指严重烧损，散热件熔化，穿墙套管烧毁并产生大量的含有金属离子、碳合物的烟气，造成母线三相对地短路（见附图）。
1#变母排开关开关柜接线图
断路器a相触指被电弧烧损。
3.2006年3月8日，某单位在处理某变电站#1主变10kv侧61a3刀闸缺陷时发现：⑴、61a3刀闸断不开，外观检查静触指存在局部过热痕迹。⑵、#1主变10kv侧61a1刀闸下断口a相丢掉两只静触指，静触头夹紧弹簧有过热的痕迹，c相静触头夹紧弹簧有过热的痕迹（有三只弹簧熔在一起），c相支柱绝缘子上有被热气薰的痕迹。⑶、10kv分段回路6001刀闸下断口c相丢掉一只静触指，静触头夹紧弹簧有过热的痕迹（有一只弹簧熔在一起），上断口也存在类似的问题。
该变电站该段母线的开关柜型号为ggx2，61a1、61a3刀闸和10kv分段回路6001刀闸均为户内高压旋转式隔离开关，型号均为gn30-10，4s热稳定电流均为40ka，额定电流：3150a（61a1、61a3刀闸）、2000a（6001刀闸）。
动静触头过热的原因分析：这种刀闸合闸时，静触指与静触座间有间隙，接触的点、面少，在通过大电流时，固定静触指与夹紧弹簧的螺栓和夹紧弹簧参与分流、导电，造成有些螺栓烧断（静触指丢落的原因）和夹紧弹簧过热退火，也造成动、静触头接触不是很好，造成动静触头局部过热、熔焊。
图
161a1刀闸c相触头的过热情况
图2 61a1刀闸a相触头的过热情况
图3 10kv分段回路6001刀闸的过热情况
图4 丢落的静触指和烧断的固定静触指、夹紧弹簧的螺栓
（三）小动物进入开关柜引起短路故障
2006年9月14日，某单位某变电站#1主变后备保护动作，跳三侧开关。检查发现，10kv开关室烟雾弥漫，10kvi、ii段母线联络柜内6001刀闸与10kv母联600开关之间连接线发生相间短路，10kvi、ii段母线联络柜下柜门被冲开，下柜门上的观察窗与、断路器前柜门上电磁锁被高温熔化，后柜门下方被电弧烧个洞。10kvi、ii段母线联络柜底部有只毛烧光的死老鼠，隔壁柜（备用柜）底部电缆孔洞未封堵（该开关柜原为运行间隔，配网调整间隔，该柜内电缆调到其它开关柜，电缆抽走后孔洞未封堵），10kvi、ii段母线联络柜与隔壁柜间的接地铜排穿孔未封堵。
故障原因分析：老鼠从隔壁柜电缆孔进入，再经10kvi、ii段母线联络柜与隔壁柜间的接地铜排穿孔爬到10kvi、ii段母线联络柜，老鼠活动时引起短路。
（四）开关柜内组件绝缘爬距或绝缘距离不足引起开关柜故障 早期投运的开关柜支持瓷瓶及电流互感器等的外绝缘爬距较小，当运行中绝缘表面出现凝露或有污秽时，系统中出现不高的过电压或运行电压下发生绝缘件沿面闪络。还存在对地和相间距离不够，在系统单相接地谐振或雷电等过电压情况下，直接造成对地或相间击穿。
《福建省电力有限公司户内交流金属封闭高压开关柜订货技术规范》（闽电生产〔2008〕480号）高压开关柜中各组件及其支持绝缘件的外绝缘爬电比距（即高压电器组件外绝缘的爬电距离与额定电压之比）相应值的应用范围应不小于 18mm/kv。单纯以空气作为绝缘介质的开关柜，柜内各相导体的相间与对地距离、手车开关隔离触头与静触头绝缘护罩的净空气距离、相间隔板与绝缘隔板的净空气距离：12kv为125mm，40.5kv为300mm。
《户内交流高压开关柜订货技术条件》（dl 404-1997）规定：在金属封闭式高压开关柜中，凡采用非金属制成的隔板来加强相间或相对地间绝缘时，7.2~12kv高压带电裸导体与该绝缘板间还应保持不小于30mm的空气间隙；40.5kv，保持不小于60mm的空气间隙，且为阻燃材料制成。
2008年9月6日，某变电站#1主变差动速断动作跳闸。从现场检查分析认为：#1主变中压侧33a开关柜过压保护器的a、b相跳线（从固定铝排引至过压保护器的连接铜线）过长，跳线弯曲弧度较大，a、b相跳线同时侧向绝缘隔板，其跳线与绝缘隔板的电气距离（最小处）仅5cm左右。a、b相跳线之间的绝缘仅通过绝缘隔板隔离，长时间运行中造成a、b相跳线对绝缘隔板放电，绝缘档板被碳化后，绝缘破坏并击穿，引起a、b相短路。
a相
b相
（五）开关柜组件质量（如过电压保护器、传感器等）劣引起开关柜故障
1.9月30日8时31分，某变电站10kv中亭i线633开关因过流ⅰ段保护动作跳闸。现场检查10kv中亭i线633开关柜内过电压保护器a、b相爆炸，该开关柜前柜门下柜门被冲开，前柜门中柜门（断路器前门）轻微变形，柜内其他设备未损伤。
2.2004年11月10日，某110kv变电站因10kv开关短路引发10kv母线故障，造成该变电站全停及10kv部分设备严重损坏。
现场检查情况：最严重的母联刀闸柜的带电显示器传感器（福州高新高压电器有限公司产品）烧损情况：发现a、b相已烧成灰，c相略好；结合刀闸触头烧损情况：c相触头基本完好、a相略有烧损、b相最为严重。推测故障是从b相带电显示器引发，导致电弧相间短路。
为了进一步验证造成本次事故的原因，对开关柜内未损坏的带电显示器传感器，抽两只传感器进行解剖，发现内部芯棒填充剂软化，存在绝缘薄弱点。由于10kv系统出现失地引起过电压，使传感器内部局部放电，逐步发展为贯穿性击穿，造成相间短路。
此外，开关柜故障的原因还有检修预试时在开关柜遗留工具或短接线接地线、误操作等。开关柜故障往往会出现“火烧连营”事故，多面开关柜被电弧烧毁，“惨”不忍睹。造成事故扩大的原因主要有三点：首先，由于开关柜母线室是连通的，当一个间隔故障时，电弧侵犯邻柜造成“火烧连营”;其次，继电保护整定配合不尽合理，保护动作时间过长或保护有缺陷不动作靠上一级保护动作隔离故障，故障时间长造成电弧损害加重;最后一个原因则是高压电弧故障时引起保护损坏或直流电源故障，造成保护失灵，短路长时间不消失，整个高压室几乎所有的开关柜均烧毁，最后连主变lokv低压架空母线都被弧光烧断，直至越级跳闸，往往连主变也被长时间短路所损坏。
二、防范措施：
（一）加快老旧开关柜（如gg1a、ggx2、xgn型等）改造或完善化大修。各单位要按《关于印发2008-2010年县供电企业电气设备技改、大修指导性意见的通知》（生变〔2007〕145号）加大老旧开关柜技改力度，运行时间短、达不到技改的条件的开关柜要按省公司完善化方案开展完善化大修。
开关柜内绝缘可靠性低的酚醛环氧类绝缘子和爬距不足的绝缘子安排更换为符合要求的瓷绝缘子。母线加阻燃热缩绝缘套，绝缘套本身应耐受20 u,的交流耐压，目的是防止小动物爬人柜内造成短路,也可防止因烟气、游离气体进人时空气间隙绝缘降低造成的弧光短路。
（二）做好开关柜订货、出厂前验收、安装与验收管理工作 根据国际、电力行业标准和《预防交流高压开关事故措施》（国家电网公司生〔2004〕641号）、《预防12kv-40.5kv交流高压开关柜事故补充措施》（国家电网生〔2010〕811号）、《福建省电力有限公司户内交流金属封闭高压开关柜订货技术规范》（闽电生产〔2008〕480号）等文件，做好开关柜招标文件、订货技术协议的审查工作，开关柜出厂前赴厂验收，开关柜安装调试过程安排专业人员开展技术监督工作，组织做好开关柜投产前的验收工作。
把好10kv开关柜的选型及采购关。选型要注意开关设备有关参数是否满足现场运行条件。对开关柜所配的元件应严格把关，尽量选用运行情况良好的产品；并要求验收时，开关设备配置要有各元件试验报告，特别是带电显示器的传感器的局放试验报告，杜绝不良设备入网。
（三）加强巡视运行管理
1.加强巡视中的安全管理，巡视或操作时应严格按照安规和标准作业文本(含标准巡视卡)或 pda以及操作票的要求进行，巡视或操作时着装应规范，并注意站位。
2.开关柜操作前应确认柜内断路器和隔离开关的实际状态，进行倒闸操作时，应严格监视设备的动作情况，如发现机构卡涩、动触头不能插入静触头、合闸不到位等，应停止操作，待缺陷按规定程序消除后再行操作。3.对防误、防爆等功能不符合规范要求的开关柜，应逐一列出清单，做好危险点分析和预控措施，纳入红线设备管理，并根据红线设备要求在开关柜面板上张贴标识，有计划地安排改造。
4.巡视中应注意开关柜的门和面板是否锁紧，对螺栓丢失、损坏的，应及时上报缺陷处理。
5.严格按照《福建省电力有限公司高压带电显示装置管理规定》的要求，做好开关柜带电显示装置的巡视和维护工作，确保带电显示装置工作正常。
6.对重负荷的开关柜，应重点巡查。无法开展柜内测温的开关柜，可检查柜体温度是否异常。
7.加强保护定值及压板投退管理，避免由于定值或压板投退错误造成事故扩大。
8.在开关柜配电室配置通风、防潮设备和湿度计，并在梅雨、多雨季节或运行需要时启动。
（四）加强检修维护管理
1.开关柜检修重点对触头接触情况（有无过热变色的痕迹）、柜内电气主回路连接螺栓紧固、传动部件轴销的固定情况、机构辅助开关接触、操作机构手车轨道及闭锁装置部件是否有机械变形或损坏等情况等进行检查。对于变电站电容器组等操作频繁的高压开关柜要适当缩短巡视检查和维护周期。
2.已运行的开关柜结合停电检查，开关柜底部以及柜与柜间孔洞是否封堵，有无小动物进入的可能。3.检修试验结束后，应重点检查开关柜有无遗留工具、物件以及试验用的短接线、接地线。
4.由于ggx2、xgn等型号开关柜选用运行中易造成发热的旋转隔离开关(如gn30-12型隔离开关)，应结合停电检查隔离开关触头（含弹簧）有无过热或烧损，重点为大电流开关柜（如主变进线柜、分段开关柜等）。
5.对重负荷且无法开展测温的开关柜尽快安排停电检查，可选一、二座变电站尝试安装开关柜在线测温装置。
6.结合停电检查开关柜各相带电体之间、相对地之间空气距离是否符合规范要求（如35kv开关柜的为300mm，10kv开关柜的为125mm）。
7.结合停电检查开关柜的机械联锁，是否满足“五防”要求。检查开关柜内手车活门打开、关闭是否灵活正常。
（五）10、35kv出线多的变电站安排10、35kv系统电容电流测量，10kv电缆线路电容电流达30a和35kv系统电容电流达10a需安排安装消弧线圈。10—35kv母线pt安装消谐装置。
开关柜故障事故分析篇三
继电保护典型故障分析
摘 要 继电保护对电力系统的安全正常运行具有重要的作用，它能保证电力系统的安全性，还能针对电力系统中不正常的运行状况进行报警，监控整个电力系统。目前我国电力系统继电保护工作还是会存在一些问题，容易出现各种故障，造成电力系统无法正常运行。本文即分析了继电保护的典型故障，并详细阐述了继电保护典型故障的防治策略。
【关键词】继电保护 典型故障 元器件 接线错误 短接法 电力系统继电保护概述
1.1 电力系统继电保护装置的构成要素
电力系统机电保护装置的构成一般包括输入部分、测量部分、逻辑判断部分和输出执行部分。
1.1.1 输入部分
该部分通过隔离、低通滤波等前置处理方式对电力系统出现的问题和故障进行前置处理。
1.1.2 测量部分
该部分主要负责将测量信号转换为逻辑信号，进而通过逻辑判断按照一定的逻辑关系组合运算，最后确定出执行动作，并由输出执行部分最终完成。
1.2 继电保护装置的特征分析
1.2.1 选择性特征
选择性特征是继电保护装置智能化的表现，在电力系统出现故障时，继电保护装置能够做到有选择性的对出现故障的部分进行处理，另一方面保证无故障部分的正常运行，这样便可以保证整个电力系统的稳定及电力供应的连续。
1.2.2 快速性特征
快速性特征是继电保护装置高效率的体现，在电力系统出现故障时，继电保护装置能够在第一时间切断故障系统，从而减轻故障设备和线路的损坏程度。
1.2.3 可靠性
可靠性是指电力系统继电保护装置在处理问题和故障时要科学可靠，减少不必要的损失。继电保护的常见故障
2.1 设备故障
继电保护装置是电力系统中不可或缺的一部分，是保护电力系统的基础和前提。一般设备有装置元器件的损坏、回路绝缘的损坏以及电路本身抗干扰性能的损坏，具体的表现为整定计算错误，这主要是由于元器件的参数值和电力系统运行的参数值与实际电流传输的参数值相差甚远，从而造成整定计无法正常工作。还有，设备很容易受到外界因素的影响，如温度和湿度。由于设备具有不稳定性，很容易由于温度和湿度的变化而造成定值的自动漂移，有时候也可能是因为设备零部件的老化和损坏造成的。
2.2 人为操作
人为原因一般就是工作不够细心，对系统内各项设备数值的读数观察不够仔细，导致读错设备整定器上的计算数值，导致继电保护故障，且对故障的检查技术水平不够，无法及时准确地发现故障段，从而造成大面积的电路故障问题，导致系统无法正常供电。
当工作电源出现问题时，电力系统保护出口处的动作过大，造成电路内波纹系数过高，输出的功率就不够，电压便会不稳定，当电压降低或者电流过大时，如果保护行为不恰当极容易出现一系列的继电保护故障。继电保护典型故障的防治策略
3.1 元件替换法
元件替换法，顾名思义，就是用正常的元件将出现故障的元件替换下来，这样能够将故障范围迅速缩小，提高维修人员的维修效率，因此是机电保护装置故障处理中经常用到的方法。
3.2 参照法
参照法是指通过对不同设备的技术参数的对照，找出不正常设备的故障点。此法主要用于检查认为接线错误，定值校验过程中发现测试值与预想值有较大出入又无法断定原因之类的故障。另外需要注意的是，在继电器订制校验时，若发现某一直继电器的测试值与整定值相差很多，那么此时要用同只表计去测量其他相同回路的同类继电器进行进一步的比较，错误的做法是在发现数值不同时，轻易调整继电器的刻度表。
3.3 短接法
短接法是缩小故障范围常用的一种方法，是将回路某一段或一部分用短接线接入为短接，进而判断出故障是存在短接线的范围还是范围外。短接法对判断电磁锁失灵、电流回路开路等故障具有明显的优势。
3.4 继电保护典型故障的预防措施
3.4.1 构建完善的电力管理体系是基础
构建完善的电力管理体系是预防电力系统继电保护故障的基础，构建该体系需要做好以下工作：
首先要逐步形成科学有序的管理体系，这其中，一支高素质的管理队伍是不可或缺的，这需要电力企业加强对管理人员和工作人员的培训，使其掌握电力系统管理的知识技能。另外管理体系内的各个部分要职权分明、责任落实，这样才能保证管理体系的井然有序和正常运作。
其次，完善的监测评价体系也是十分必要的。监测评价体系具有监督指导的作用，通过建立该体系，在全电力系统中形成严谨的工作氛围，有利于很大程度上提高电力工作的质量，进而能够及时正确的发现继电故障，将故障消灭在萌芽状态，从而保障电力系统的有序运行。
3.4.2 加强电力系统的技术管理是核心
技术管理作为降低继电保护故障率的核心，具有十分重要的意义。可以通过采用先进的技术来提高电力系统的智能化水平，从而有效减少继电保护故障的发生。
第一，提高电力系统的自动化水平。在设计和开发电力系统时，要加强新技术的开发和应用，包括自动控制技术和智能技术。这样电力系统出现故障时，智能化技术便能有效避免继电保护障碍的发生。
第二，运用新技术来增加电力系统设备的承受能力。比如，继电保护中使用cpu容错技术。由于cpu容错技术具有一定的恢复能力，所以它能够在更大程度和范围内降低电力系统硬件问题带来的影响，从而起到保护继电保护装置的作用。
3.4.3 提高电力工作人员的素质
电力工作人员素质是影响电力系统管理水平的重要因素。因此，电力企业要加强对电力工作人员业务素质的培训教育，提高其责任意识和安全意识，并通过一些业务培训，提高其实际操作能力，促使电力企业员工能够更好的处理电力系统中出现的各种问题。
参考文献
[1]蒋陆萍，胡峰.冷建群.继电保护故障快速查找的几种典型方法及应用[j].电力系统保护与控制，2009（18）.[2]刘亚玉.分析备自投装置的启用与运行接线方式的关系[j].继电器，2007（19）.[3]应斌.浅谈继电保护工作中故障处理的若干方法[j].广西电力，2006（04）.作者单位
国网甘肃省电力公司检修公司 甘肃省酒泉市 735000
开关柜故障事故分析篇四
故障处理及典型案例分析讲义
事故处理的一般原则
调度机构值班调度员是其调度管辖范围内电网事故处理的指挥者，对事故处理的正确性和迅速性负责，在处理事故时应做到：
1、尽速限制事故的发展，隔离并消除事故的根源、解除对人身和设备安全的威胁，防止人身伤害、防止电网稳定破坏和瓦解。
2、尽一切可能保持电网设备稳定运行，并优先保证发电厂厂用电、枢纽变站用电及重要用户的供电。
3、迅速恢复解列电网、发电厂的并列运行。
4、尽快对已停电的用户恢复供电，重要用户优先。
5、调整电网的运行方式，使其恢复正常。
在处理事故时，调度系统运行值班人员应服从调度机构值班调度员的指挥，迅速正确地执行调度指令。凡涉及调度机构调度管辖范围设备的操作，均应得到相应调度机构值班调度员的指令或许可。为防止事故扩大和减少事故损失，下列情况的操作可以不待调度指令，由现场人员先按有关规定处理，处理后应立即向值班调度员汇报：
1.将直接威胁人身安全的设备停电。2.解除对运行设备安全的威胁。3.将故障设备停电隔离。
4.发电厂、变电站执行经调度机构认可的保厂用电和站用电措施。
5.电压回路失压时将可能失压误动的有关继电保护和安全自动装置退出运行。6.本规程及现场规程中明确规定可不待调度指令自行处理者。
事故处理的一般规定
1、发生断路器跳闸的单位，运行值班人员须在跳闸后 3 分钟内向调度机构值班调度员汇报事故发生的时间、跳闸设备和天气情况等事故概况，跳闸后 15 分钟内，应将一次设备检查情况、继电保护及安全自动装置动作情况等内容汇报值班调度员。
2、设备出现异常情况时，有关单位运行值班人员应及时、简明扼要地向调度机构值班调度员报告异常发生的时间、现象、设备情况及频率、电压、潮流的变化等。
3、发生事故时，相关厂、站运行值班人员应坚守岗位，加强与值班调度员的联系，随时听候调度指挥，进行处理；其他厂、站应加强监视，避免在事故当时向值班调度员询问事故情况，以免影响事故处理。
4、事故处理期间，调度系统运行值班人员必须严格执行发令、复诵、汇报、录音及记录规定，使用规范的调度用语，指令与汇报内容应简明扼要。
5、为迅速处理事故和防止事故扩大，必要时，上级调度机构值班调度员可越级发布调度指令，但事后应尽快通知有关下级调度机构值班调度员。
6、事故处理期间，除有关领导和专业人员外，其他人员均应迅速离开调度室，必要时值班调度员可以要求其他专业人员到调度室协商解决处理事故中的有关问题。
7、事故处理期间，调度系统运行值班人员有权拒绝回答与处理事故无关的询问。
8、上级调度机构委托下级调度机构调度管理的设备发生事故或异常，一般由受委托调度机构值班调度员负责处理，但发生与委托设备相关的复杂事故（如母线跳闸，全站失压等），由委托方值班调度员视情况决定是否终止委托关系。
9、事故处理告一段落后，值班调度员应按调度信息管理相关规定将事故情况报告主管领导和上级调度机构值班调度员，并填写事故记录。
系统发生事故时，要求事故及有关单位运行人员必须立即向调度汇报的主要内容
系统发生事故时，有关厂、站正确、迅速、简明地汇报事故情况，是正确而迅速地处理事故的首要条件。因此，事故及有关单位应立即向上级值班调度员报告概况，汇报内容包括事故发生的时间及现象、断路器变位情况、继电保护及自动装置动作情况和频率、电压、潮流的变化及设备状况等；待弄清楚情况后，再迅速详细汇报。非事故单位应加强监视，不要急于向调度员询问事故情况，以免影响事故处理。
系统振荡时的一般现象为：
1.发电机、变压器及联络线的电流表、电压表、功率表的指针周期性地剧烈摆动；发电机、调相机和变压器发出有节奏的嗡鸣声。
2.失去同步的发电厂与系统间的联络线的输送功率表、电流表将大幅度往复摆动。
3.振荡中心电压周期性地降至接近于零，且其附近的电压幅值摆动最大，随着离振荡中心距离的增加，电压波动逐渐减小。白炽照明灯随电压波动有不同程度的明暗现象。
4.送端部分系统的频率升高，受端部分系统的频率降低，并略有摆动。
系统振荡产生的主要原因：
1.系统发生严重故障，引起稳定破坏。
2.故障时断路器或继电保护拒动或误动，无自动调节装置或装置失灵。3.电源间非同期合闸未能拖入同步。
4.大容量机组调速器失灵或进相运行，或失磁，大型调相机欠励运行等引起稳定破坏而失去同步。
5.环状网络（或并列双回线）突然开环，使两部分电网联络阻抗增大；或送、受端之间的大型联络变压器突然断开或电网大型机组突然切除，使联络阻抗增大。
6.失去大电源。7.多重故障。
8.弱联系统阻尼不足或其它偶然因素。
系统振荡事故和短路事故的区别
系统振荡事故：
1、电流电压作往复摆动，变动速度较慢；
2、系统任一点的电流电压的相位角随功角的变化而变化；
3、系统三相对称。短路事故：
1、电流电压发生突变，变动大而快；
2、系统电流电压的相位角基本不变；
3、除三相短路外，系统三相不对称。
消除系统振荡的处理原则：
1.当系统发生振荡时，各发电厂及装有调相机的变电站，应不待调度指令立即充分利用发电机、调相机的过载能力增加励磁，提高电压至最大允许值，直至设备过载承受极限为止。
2.频率降低的发电厂、网，应充分利用备用容量（包括起动备用水轮机组）和事故过负荷能力提高频率、电压直至消除振荡或恢复到正常频率为止。必要时地调值班调度员指令配调、发电厂、变电站切除部分用电负荷。
3.频率升高的发电厂、网，迅速降低发电机出力，提高电压，使其频率降低至与受端系统频率接近，但频率不得低于49.0hz（与南方网联网时，不得低于49.5hz），直至消除振荡；同时注意保证火电厂厂用电系统的正常运行。
4.当系统发生振荡时，不得任意将发电机或调相机解列，若由于发电机失磁而引起的电网振荡，立即降低失磁机组有功出力，并恢复发电机励磁，直至振荡消除.否则将失磁机组解列。
5.系统自发生振荡时起，按上述办法处理后，经3至4分钟，振荡仍未消除时，地调值班调度员应在规定的解列点解列电网。
系统频率异常及事故的处理
第267条 云南电网与南方电网联网运行，若电网频率偏差超过50±0.2hz 时，省调值班调度员应及时检查并调整省际联络线功率满足规定。若省际联络线潮流超过稳定极限，省调值班调度员应立即采取措施将联络线潮流降至稳定极限内，必要时可采取解列机组或事故拉闸限电等措施，并向总调值班调度员汇报。
系统频率出现异常时，如为云南电网责任，省调值班调度员在总调统一指挥下，配合尽快恢复系统正常频率，在10 分钟内使省际联络线潮流满足规定。值班调度员可以采取的措施应包括但不限于：
1.省调直调电厂立即调出备用容量或减少发电机出力（包括停 机）。
2.需要时，向总调申请支援，修改送受电计划。3.必要时，可采取限制负荷或事故拉闸限电措施。
第268条 云南电网独立网运行时，系统频率异常及事故处理 的一般原则：
1.当电网频率降至49.8hz 以下时，主调频电厂和第二调频电厂无须等待调度指令，应立即自行增加出力直至频率恢复到合格范围内或至设备允许过负荷出力。2.当电网频率降至49.8hz 以下，经电厂增加出力，且备用水电机组均已并网而频率仍不能回升到合格范围时：
1)49.8～49.0hz：如须限电拉闸，省调值班调度员须在10分钟内将限电负荷数分配给各地调，地调应在接令后10 分钟内完成。如遇执行不力，省调越级执行。2)49.0hz 以下：各地调和发电厂、变电站的运行值班人员应立即汇报省调值班调度员，各地调立即执行省调值班调度员指令，按“事故拉闸限电序位表”进行拉闸，使频率恢复至合格范围内。
3.当电网频率下降到危及发电厂厂用电安全运行时，发电厂可按调度机构认可的保厂用电规定，执行保厂用电措施。
4.当电网频率超过50.2hz 以上时，各发电厂必须按省调指令相应将出力降低使系统频率恢复到合格范围以内，必要时省调值班调度员应发布停机、停炉指令或采取水电厂短时弃水运行，在20分钟内使频率恢复正常。
第269条 地区电网孤网运行时，系统频率异常及事故处理参照第268 条执行。第270条 为保证电网频率质量，水电厂应做到： 1.低频自启动机组正常投入。
2.在接到调度机构值班调度员开机指令后备用机组10 分钟以内并网运行。3.当调频厂运行机组出力将达到最大或最小技术出力时，及时向调度机构值班调度员汇报。
第271条 低频减载动作切除的线路，未得调度机构值班调度员同意不得送电（事先规定的保安电力线和装置误动切除的线路除外）。
通讯中断的事故处理 第311条 厂、站及调度机构间通讯联系中断时，运行值班人员应尽量设法通过其他厂、站或调度机构转接电话，同时通知有关人员尽快处理。
第312条 电网发生事故时，凡能与调度机构通讯畅通的厂、站及其他调度机构，有责任向失去联系的单位转达调度指令和联系事项。
第313条 厂、站与调度机构通讯联系中断时，应按下列原则处理： 1.发电厂应维持通讯联系中断前运行状况。
2.与调度机构失去联系的单位，应尽可能保持电气接线方式、运行方式不变，有关规定允许自行处理的异常或事故除外。
3.一切已批准但未执行的检修计划及操作应暂停执行。4.调度指令已下发，正在进行的操作应暂停，待通讯联系恢复后再确认是否继续操作。
5.上级调度机构值班调度员可视电网运行情况将其调管设备临时委托相关下级调度机构进行调度管理。第314条 调度通讯中断期间，进行过异常或事故处理的单位，在通讯联系恢复后应尽快报告值班调度员。
设备缺陷的定义
是指使用中的设备、设施发生异常或存在的隐患。这些异常或隐患将影响：
1、人身、电网和设备安全
2、电网和设备的可靠、经济运行
3、设备出力或寿命
4、电能质量
设备缺陷按照其严重程度分为紧急、重大、一般。
1、紧急缺陷：设备或设施发生直接威胁安全运行并需立即处理，随时可能造成设备损坏、人身伤亡、大面积停电、火灾等事故者。
2、重大缺陷：对人身、电网和设备有严重威胁，尚能坚持运行，不及时处理有可能造成事故者。
3、一般缺陷：短时内不会发展为重大缺陷、紧急缺陷，对运行虽有影响但尚能坚持运行者。
设备缺陷的处理时限：
1、紧急缺陷
消除时间或立即采取措施以限制其继续发展的时间不超过24小时。
2、重大缺陷
消除时间原则上不超过7天。
但由于电网运行方式或其他特殊情况的限制，无法及时处理的缺陷，经本单位技术主管领导同意及各级调度部门批准后，可适当延长处理时限。在此期间，必须安排缺陷的跟踪、试验、检查或采取措施，以免发展成为紧急缺陷。
3、一般缺陷
属下列情况之一的一般缺陷，应列入下一个季度的生产计划予以消除： 1）不需要停电处理； 2）可带电作业处理；
3）经调整运行方式，使缺陷设备停电但不影响正常供电。
必须停电处理的一般缺陷，应在发现缺陷后的第一次停电时消除。
存在问题及风险的危险点分析
设备管辖范围不清晰，导致设备管理失控
第一大类：对设备管辖范围不清晰，导致设备管理失控。此类问题及风险是防范擅自改变调度管辖设备状态的关键，一旦运行人员对连最基本的管辖范围都不清楚，发生擅自改变调度管辖设备的违反调度纪律的事件是必然的。
在这几年出现的不安全事件、违反调度纪律事件中，“设备管辖范围不清晰”原因居首位。
管辖设备、许可设备这几个概念在受令资格培训的时候讲过，大家熟悉下。第一大类第一点刚才已作为示例进行了介绍，现在讲解下第二点：对各级调度管辖设备的交界面、隔离点不清楚。讲述之前先熟悉下这几个概念。举两个实例来讲，一个是电厂，一个是变电站。
未区分调度管辖设备和许可设备，设备的申请、汇报、操作方式错误
上面了设备管辖划分的一些基本原则，清楚了管辖设备、许可设备的定义、关系和区别。
既然方式已经划分了管辖设备和许可设备，那么其本质不一样，在进行调度业务联系时候是有区别的。
还是举2个例子。对于变电站的情况相对简单，存在不同调度管辖和许可设备的分界点是主变。对于地调许可设备来说，比如主变需要停电，变电站现场运行人员向配调申请操作（配调下令操作），配调（申请）得到地调许可后，配调就可以下令变电站运行人员进行操作（地调不下令）。
如果是地调管辖设备停电操作，比如说110kv线路断路器操作，由于线路及断路器间隔是由地调管辖，那么变电站运行人员向地调申请，由地调调度员直接下令。
对于现场运行人员而言，没有你管辖的设备，对于地调管辖设备和许可都是需要调度员下令，对于地调管辖设备也是需要下令。只是接受那级调度员的指令进行操作的问题。所以申请、汇报和操作时注意设备是那级调度管辖。
厂站自管设备操作影响到调度机构管辖设备正常运行
上面讲解的是调度管辖设备和许可设备的问题，这里讲的是调度管辖设备和厂站自行管辖设备的问题。
根据厂站管辖设备的定义，运行人员认为厂站管辖的设备的指挥权限归相应厂站，可以不需要调度的许可进行操作。理论上是如此，但是有一个最重要的前提条件是：下级调度管辖或者厂站管辖设备状态变化不能影响上级调度管辖设备的状态。
举个例子：赛珠电厂不安全事件。2012年3月31日起，赛珠电站安排全停检修工作，厂用电由电站外来电源供电。4月4日铅厂电站主动与赛珠电站联系，告铅厂电站计划于4月5日安排全停检修工作，届时将停止对赛珠电站厂用电供电，赛珠电站并未重视此信息，也未考虑本厂厂用电安排。
4月5日上午，赛珠电站全停检修工作结束，省调调度员下令将厂内设备转冷备用，准备复电。此时铅厂电站按计划开始停电操作，故赛珠电站厂用电消失。赛珠电站值长李××在事前、事后均未向省调汇报的情况下，即自行安排由普渡河六级电站外来10kv电源经10kvⅱ母转供10kv#2厂用变（带电路径如附图红线所示），因220kv#2主变10kv侧与10kvⅱ母为死连接，在厂用电切换时，用10kv厂用电对220kv#2主变进行了反充电，致使#2主变带电运行。
运行人员认为自行管辖的母线可以不向地调申请执行操作，母线与主变的接线方式。所以也就是上一个风险点中说的要厂站人员一定要区分好不同设备的交界面。可见成果：编写《厂站自管设备缺陷影响调度管辖或许可设备的清单》。
操作模式不明确，未区分是直接操作还是委托操作
这一个风险点是检查对象是调度员。直接操作： 值班调度员直接向厂站值班员发布调度指令的操作方式。委托操作：调度机构将其调管设备的操作权委托其它调度机构的操作方式。
关键点：
1、经相关方值班调度员协商后,可采取委托操作方式将其中一方调管设备委托另一方值班调度员操作。一般情况下上级调度对下级调度存在委托关系。
2、委托操作是一次还是二次，操作对象的目标状态是什么，委托条件比如是操作是在这次线路停电中还是停复电中。注意事项操作过程中的异常由谁来处理，出现异常要及时汇报。
3、委托操作完成后，委托方值班调度员应及时通知受委托方值班调度员及相关运行单位值班人员委托关系结束。
4、如有委托操作，现场和调度机构均需要做好记录，而且是交接班重点。
委托操作至存在与调度机构之间，但是委托方调度必须要通知被委托的厂站。厂站运行人员同样需要明确委托操作范围、目标状态、条件和注意事项。可见成果：调度委托操作流程。
第二大类：调度术语及调度业务联系不规范
检查调度运行操作及业务联系时互报姓名、设备编号读法、语言规范性、调度术语运用、设备双重命名等环节。
调度业务联系时不使用规范术语
风险点是：调度业务联系时不使用规范术语。
调度用语是电网调度工作的重要载体和基本工具，调度指令的下达、接受、执行以及其它调度信息的传递均通过调度、运行人员使用调度用语来完成。调度用语进行必要的规范化，避免因调度用语的随意性、个人表达习惯以及地域语言差异导致调度信息传递的失真、错误，严重的情况会导致电网事故，是电网调度工作发展的客观要求。
举例子：落实情况的调度业务联系。落实是调度各项工作的前期准备，旨在为其他调度业务的开展提供准确的信息支持，后续操作的基础。看地调与厂站人员如何进行落实业务的对话。
措施：调度业务联系时不使用规范术语，产生误解。各单位参照《云南电力调度控制中心调度用语规范化细则》，依照用语准确、规范、简洁的要求及时编写本单位的用语规范化示例，示例中需包含本单位业务联系相关的申请、许可、通知、汇报、配合、委托、落实等内容。
不熟悉调度术语，业务联系时答非所问
第二大类的第3个风险点是：不熟悉调度术语，业务联系时答非所问。调度术语包括的内容非常多，具体参见《调规》附录1。
由于本次培训重点是范围设备状态错误改变或擅自改变的问题，这里以一次设备状态的定义为例。一次设备状态分为4个：xxxxxx。一旦现场运行人员不熟悉设备一次状态定义就会答非所问，比如说我问现场110kv水金ⅰ回线131断路器处什么状态，现场答复131断路器处断开状态。那请问你按照你的说法110kv水金ⅱ回线132断路器也是断开状态，现在110kv水金ⅰ回线、ⅱ回线是一样的状态吗？调度员也不能从现场的信息中把握现场断路器两侧隔离开关的位置吗？
根据规范的调度术语根本不存在此种断路器断开状态，除非调度员明确的问断路器本体在什么位置，这才能答复为断开位置。如果问什么状态，那么只能回复冷备用或者热备用。另外还要说明的是，一次设备状态的规定是对二次有要求的，比如断路器的热备用状态是指其本身在断开位置、各侧隔离开关在合闸位置，而且设备继电保护及自动装置满足带电要求。
混淆调度业务联系与调度下令
第二大类的第7个风险点：混淆调度业务联系与调度下令。
检查的对象是：运行人员和调度员。说明这个双方都存在问题或风险，双方都注意。
区分调度命令和调度业务联系，目的避免一般调度业务联系被现场误认为是调度下令，防止沟通不到位或者现场误解调度意思，发生误操作。我们还是来举个例子，看看地调调度员如何落实和下令。
左侧为调度业务联系的落实工作，现场工作完工后，地调调度员进行落实工作完工，然后让现场做好操作准备，并没有下令。（然后听下录音）右侧是调度下令，下令时须明确发令时间，作为发令开始标志，表述方式为：“xx点xx分，现在下令给你：xxxx”或者“我下令给你操作：xxxxxx”（然后听下录音）
从上面两个例子可以看出，业务联系时目的是互通信息，基本上是一个单向流程。而下令是要操作设备状态的变化，业务联系是为了下令做准备。而调度下令：带有有下令标识，关键词（现在下令给你操作，我下令给你）。一旦有下令操作就要完成操作的“接令-记录-复诵-回令”整个流程，他是一个闭环流程。
可见成果：本单位的接受调度指令管理流程。
调度运行操作管理制度执行不到位
分为3个部分，操作准备，操作票规范、操作执行。检查运行人员是否熟练掌握电气操作术语，操作前是否按照要求规范填写电气操作票，操作中是否能够将调度指令或操作票正确执行到位，是否严格执行调度指令记录复诵回令制度。核心就是能够将调度指令或操作票正确执行到位。
误将操作准备、调度预令当调度指令进行操作。
举电网中实际发生的事件。大理供电局xxxxxx 介绍：大理供电局按计划进行荷花变新荷线线路及162断路器间隔定检预试等工作。18时46分，大理地调开始指挥进行新荷线复电操作。19时12分，荷花变新荷线162断路器由检修转为热备用。（按照正常操作流程，下一步操作是将荷花变新荷线162合环，再将古城变古荷线141断路器解环，即恢复原方式运行。）
看看调度员和运行人员的对话。因为运行人员误将操作准备当成调度指令进行操作，最后导致110kv荷花变全站失压。
（一）直接原因
操作人员苏某某误将操作预令（工作联系）当作调度指令执行。
（二）间接原因
本应起到把关作用的流程未得到执行。在调度预令被操作人员当作正式指令执行的情况下，操作人、监护人操作前未对照操作任务、未核对调度操作指令记录
防范措施：从两个角度，一方面是调度员，调度员在设备操作权，应预先向有关单位说明操作目的，明确是操作指令还是预令。第二是，如果要下令一定要带有发令标识。一方面是现场运行人员，现场人员对于拿不准的情况，不能确定的情况，现场多与调度沟通。
也印证的前述的为什么要标志用语规范化示例的原因了。
上个部分讲了业务联系与调度下令的关系，这里重点讲下预令票。调度操作指令票
在前面已经讲解了调度业务联系与调度下令之间的区别和关系，这里主要讲解调度预令票和调度指令票。
上图是地调的预令票，这个预令票在运行指挥平台中每次操作之前是可以收到的，目的是让现场做好操作准备，按照地调预令的步骤准备好现场的电气操作票。预令票中有个很显著的标识：“预令票不具备xxxxx”。现场看到预令票后没有疑问，准备好操作准备就可以向地调申请开始操作了。
下面的这张票是调度操作指令票，需要注意的是，现场运行人员不能将指令票视为调度下令，不能根据已执行票上的时间，未得到调度员下令就进行操作，操作的唯一前提是：地调下令。
指令票只是给现场人员查看操作时间用，在指令票的最后一行已经告知。
未按照接到的调度指令按步骤操作执行，多操作或者少操作
操作票拟好，审核过后，就进入了执行流程，操作执行阶段是将调度操作票和电气操作票实际运用阶段，体现操作执行力是否到位，操作是否正确的问题，是操作最重要阶段。
来看第2个风险点：未按照调度指令步骤进行操作
误解调度指令术语和电气设备状态、操作术语，不能正确执行调度指令
继续看下一个风险点：误解xxxx。
在受令资格培训中电气设备状态、电气术语都会详细讲解。特别是断路器的解环、同期合环、同期并列这些关键术语。地调下达的不同的操作术语，对设备操作要求是不同的，现场对应准备的电气操作票和操作步骤也是不同的。操作术语决定了现场的操作方式。比如同期合环和合环，调度下令“同期合环”那么要求现场必须使用同期装置进行操作，如果使用“合环”可以不不经同期装置。而且我这里仅仅列出了常用的电气操作术语，在《变电站电气操作实施细则》、《调规》中还有更多的调度术语的定义，如果对这些基本术语都不理解，那就要给自己多补补课了。
举例：xx供电局发生的实际案例
2010年04月，110kvxx线因计划工作需要停处检修。当时地调下令一侧变电站，操作任务为：将110kxx线171断路器解环操作。接令后，值班长将指令理解为：将110kvxx线171断路器由运行转冷备用，并将110kv171断路器至冷备用状态。
从这个事件暴露出现场对于基本的调度操作术语不理解，根据自身理解，未按地调要求进行操作，其中有疑问也没有和地调沟通，不能正确执行调度指令。
如果对调度指令和设备状态都拿不准，就容易发生误操作时间，错误改变设备的状态。防范措施：
1、首先要熟悉调度术语和操作术语。
2、这里再强调下“同期”，如果在集控站模式下，断路器的操作大部分都是远方操作，集控站是否存在某些断路器没有同期装置，导致非同期合环的风险呢，那么现场运行人员和调度员出就应该梳理出这些风险点来，形成文档备案。特别是事故情况下，要形成意识，不能为了尽快恢复电网而直接远方操作，忽视同期的问题。
第三大类风险都是在讲的调度执行力
调度执行力不仅是一个结果，是一个过程。
调度指令的执行包括调度指令发布前调度和现场的沟通、调度指令的发布与接令、调度指令的理解与执行、执行结果的回复与沟通等一系列的过程。
在调度指令执行过程中，需要遵守一定的规则：双方必须严格执行报名、复诵、记录、录音和回令制度，使用标准调度术语，设备应冠以电压等级和双重命名（设备名称和编号）。
发布调度指令前，调度与就调度指令发布前的准备与沟通。
记录环节不认真执行，后续操作可能是错误的。记录虽然占用整个操作时间最少，但是对于整个流程来说是比较关键的。（调度指令记录格式）
复诵：有时候调度下令时，心口不一，下令出现纰漏，需要现场人员和调度员相互监督的过程，调度员下错令现场提出疑问；现场复诵错了，调度可以对现场进行纠正。整个是操作前的最后一道把关。
复诵正确之后，现场按照厂站的电气操作票进行操作，操作过程、操作安全、操作结构由值班运行运行人员负责了。操作需要考虑安全性和时效性，在保证操作安全、操作质量的前提下缩短操作时间。
回令：便于调度掌握现场操作进度，保证设备处于在控的状态，避免出现设备状态的不一致。（格基河违调事件，导致设备状态失控）
措施：在电气操作票中增加回令的提示，对需要回令的环节做好标识、提醒。可见成果1.规范的现场接令记录本2.电气操作票中是否还有回令环节3电气操作执行流程图
第四类问题：设备紧急缺陷和故障处理时与调度联系不规范，此类是防止出现擅自改调度管辖设备状态的另一个一类大风险，一旦不清楚缺陷的后果就容易发生。
来看第一个风险点：设备出现缺陷不汇报，擅自进行处理。
调规的规定是事故，《检修管理标准》中的规定是缺陷。两个制度都要出现缺陷向调度汇报。
运行人员的职责的一大职责就是监视设备的正常运行，但设备出现了缺陷或者故障时，设备如果不能正常运行，就需要将故障的设备隔离，防止对其他运行设备造成影响。有些是特例。事故扩大和减少事故损失，下列情况的操作可以不待调度指令，由现场人员先按有关规定处理。比如：将直接威胁人身安全的设备停电，解除对运行设备安全的威胁。但是处理后应立即向值班调度员汇报
江边电厂的示例。
衡量缺陷是否要汇报的关键就是：出现的缺陷会不会导致管辖设备或许可设备状态、参数、性能的变化。
江边电厂这个例子是缺陷导致机组失备，不处理机组就不能正常并网，需要向调度汇报的。
措施：结合设备调管范围对厂站调管和许可设备的缺陷进行清理，明确出现缺陷需要汇报的设备。
可见成果：xxxx
故障汇报的两个方面。
调规的265条的规定：xxxx 对于调度员来说，事故处理是争分夺秒的事情，特别是遇到大的电网故障，电网故障后瞬息万变，得不到相关的故障后的一二次信息就无从下手。
这就要求：运行人员对本厂站设备典型故障后保护和安自装置动作现象有相关的预案，而且模拟演练。出现实际的跳闸那么速度就能保证。
另一个就是信息的准确性，事故后信息量非常大。此时调度员及时获得电网信息对于后续故障处理极为关键。从目前实际的情况来看，有些厂站运行人员一股脑的将所有看到的信息汇报给地调，从来不对保护动作信息进行加工，完全变成了监控机的传声器。电网中的设备千差万别，调度员不能熟悉现场的监控上的信息，所以运行人员需对数据进行加工后汇总上报，调度员才能把握关键点。
地调的运行平台上实现了模块化的上报方式，一方面能减少现场人员的工作量，明确哪些信息是必须上报的，另一方面能够让调度获得关键的信息。
要求：厂站人员明确故障后汇报要点，准确、简要向相关调度汇报，格式化汇报的信息（参照省调指挥平台故障记录模块功能）。
缺陷、故障记录的问题
一个是现场的故障记录，一个是调度的记录。
是否在处理后填写了记录，是否有快速方式可查，在后续是否有归档？ 后续追溯、学习、总结经验的重要资料。
第五大类风险是：人员业务技能低，模拟演练、制度学习不足。
技能低的几个方面：心理素质不过硬，和调度业务联系是不要存在惧怕心理，调度员不会刻意为难，大家双方的目的都是为了保障安全。不熟悉二次设备，一次设备接线接单较为好掌握，二次设备接线复杂，需要加强学习，把常见的操作纳入规程。
规程制度学习不足的几个方面：
现在电厂只顾生产，不顾制度建设、制度管理，认为人员参加完省调培训就可以上岗做事，受令资格培训所讲内容非常有限，要知其所以然必须通过规程制度的学习。上岗之后运行人员也不进行规程制度的学习。
另一个方面是没有考虑到规程、制度的制定和修编也是随着电网的变化而变化的，导致对规程学习不够。
接地开关的管理是调度时常强调和重视的一个问题，现场人员不熟悉有关接地开关管理规定就会反复与调度询问，要求调度下令，就是没有分清楚那些接地开关是省调操作管理，那些是厂、站值班人员操作管理，那些是检修人员操作管理。
希望大家从《云南电网调度管理规程》中有关接地开关管理规定的释义文件中找找答案，形成自己《厂站接地开关（接地线）管理示意图》。
模拟演练、预案的不足：
平时的演练是为真正出现事故时做准备，能够游刃有余，处变不惊。
开关柜故障事故分析篇五
燃气轮机运行故障及典型事故的处理 1 燃气轮机事故的概念及处理原则 111 事故概念
燃气轮机事故指直接威胁到机组安全运行或设备发生损坏的各种异常状态。凡正常运行工况遭到破坏,机组被迫降低出力或停运等严重故障,甚至造成设备损坏、人身伤害的统称为事故。造成设备事故的原因是多方面的,有设计制造方面的原因,也有安装检修、运行维护甚至人为方面的原因。112 故障、事故的处理原则
当燃气轮机运行过程中发生异常或故障时,处理时应掌握以下原则:(1)根据异常和故障的设备反映出来的现象及参数进行综合分析和判断,迅速确定故障原因,必要时立即解列机组,防止故障蔓延、扩大。(2)在事故处理中,必须首先消除危及人身安全及设备损坏的危险因素,充分评估事故可能的对人身安全和设备损害的后果,及时、果断的进行处理。(3)在处理事故时牢固树立保设备的观念。要认识到如果设备严重损坏以至长期不能投入运行对电力系统造成的影响更大。所以在紧急情况下应果断的按照规程进行处理,必要时停机检查。(4)在事故发生后,运行各岗人员要服从值班长的统一指挥,各施其责,加强联系和配合,尽可能将事故控制在最小的损坏程度。(5)当设备故障原因无法判断时,应及时汇报寻求技术支持,并按最严重的后果估计予以处理。(6)事故处理后,应如实将事故发生的地点、时 间及事故前设备运行状态、参数和事故处理过程进行详细记录和总结。燃气轮机的运行故障、典型事故及处理 211 燃机在启动过程“热挂”
“热挂”现象:当燃机启动点火后,在升速过程中透平排气温度升高达到温控线时燃机由速度控制转入温度控制,这抑制了燃油量的增加速率而影响燃机升速,延长燃机启动时间,严重时燃机一直维持在温控状态使燃机无法升速,处于“热挂”状态。随后燃机转速下降致使启动失败,只能停机检查。“热挂”的原因及处理办法有:(1)启动系统的问题。①启动柴油机出力不足;②液力变扭器故障。液力变扭器主要由一个离心泵叶轮、一个透平轮和一个带有固定叶片的导向角组成。在启动过程中通过液体将启动柴油机的力矩传送给燃机主轴。液力变扭器的故障可通过比较柴油机加速时燃机0 转速到14hm 的启动时间来判断;③启动离合器主从动爪形状变化,使燃机还没超过自持转速,爪式离合器就提前脱离(柴油机进入冷机后停机),这时燃机升速很慢。而燃油参考值是以0105 %frs/ s 的速度上升的,由于燃机升速慢而喷油量增速率不变使燃油相对过量,使排气温度t4 升高而进入温控,导致燃机的启动失败。(2)压气机进气滤网堵塞、压气机流道脏,压缩效率下降。进气滤网堵塞会引起空气量不足;压气 机流道脏会使压气机性能下降。必须定期更换进气滤网并对压气机进行清洗,及时更换堵塞的滤网和清除压气机流道上的积垢及油污。(3)燃机控制系统故障。当燃油系统或控制系统异常时,有可能引起燃油量配合不当(过量或不足)或进油量分配不均匀。主要影响因素有: ①油滤网堵塞;②燃油流量分配器卡涩;③主燃油泵电磁离合器故障;④燃油母管压力释放阀vr4 泄漏;⑤控制系统故障。(4)燃油雾化不良。燃油雾化的细度和均匀性直接影响到燃烧完善度。燃油雾化的颗粒愈细,单位体积形成的油滴数量愈多,蒸发面积就愈大,蒸发速度也愈快,燃烧就愈完全,燃烧效率就愈高。它同燃油的品质、喷射压力以及燃油喷嘴的健康情况和雾化空气量有关。(5)透平出力不足。由于烧原(重)油机组的燃料中含有大量的灰份和杂质,跟燃油一起进入燃烧系统,燃烧后进入火焰筒和透平流道,一部分随燃气排到大气中,一部分堆积在热通道表面使流通面积减少,从而降低透平的功率和效率。这方面的控制主要取决于下面几个方面: ①燃油的选择;②燃油输送过程的控制;③燃油处理过程的控制;④抑钒剂加入过量,因为原油中的钒在高温下会对金属产生钒腐蚀,故通过加入抑钒剂(mg 的化合物)来抑制原油中的钒,使其生成疏松的物质随燃气排到大气中避免对金属产生腐蚀。但是抑钒剂加多了会形成灰份堆积在透平热通道,因此在运行中应经常对燃油进行化验并及时调整抑钒剂的加入量。可用孔探仪对透平热通道的积垢进行检查。定期对透平进行水洗及核桃壳清洗,可以清除透平流道中积垢,减少叶片的垢下腐蚀。
212 压气机喘振
(1)产生喘振的原因 压气机喘振主要发生在启动和停机过程中。引起喘振的原因主要有: ①机组在启动过程升速慢,压气机偏离设计工况;②机组启动时防喘放气阀不在打开状态;③停机过程防喘放气阀没有打开。
(2)防止喘振的措施 防止压气机喘振的措施主要有: ①采取中间放气,即设置防喘放气阀,将堵塞空气通过防喘放气阀排掉;②在压气机进口安装可调导叶(igv),在启动过程将igv 角度关小,以减少压气机流量,防止压气机流道出现堵塞现象;③对于高压比的压气机,采用以上两种的防喘措施还不够时,可采用双转子结构,即分成高压和低压压气机。213 机组运行振动大
引起燃气轮机运行振动的原因较多,对机组安全运行构成威胁,因此应高度重视。下面列举部分引起机组振动的情况和处理的方法:(1)机组启动过程过临界转速时振动略为升高,属正常现象,但在临界转速后振动会下降。按正常程序启动燃气轮机时,机组会快速越过临界转速,如果由于升速较慢引起振动偏高,应检查处理升速较慢的原因。(2)启动过程中由于压气机喘振引起的振动偏高,喘振时压气机内部发出“嗡⋯嗡⋯”声,对这种情况应检查压气机喘振的原因和对机组带来的不良影响。
(3)机组停机后没有按冷机程序执行,或在冷机过程对气缸和转子的非均匀冷却,致使燃气轮机转子临时性弯曲,造成在启动过程中晃动量大,引起振动偏大,对这种情况可通过延长盘车转速下的运转时间或在点火转速下延长暖机时间来消除;如果转子永久性变形,投入运行后仍然没有好转,那么需通过外部纠正才能解决转子弯曲问题;(4)转子存在动不平衡引起的振动偏高,必须对转子进行动平衡来消除。如果是由于叶片断裂或严重的金属脱落而引起的就必须更换部件。对于5000 或6000 型燃气轮机,叶片重量存在20～30 克的偏差一般不会对振动造成明显的变化。(5)由转子内部缺陷(拉杆螺栓紧力不均、轮盘接触不良等)引起的振动,反映在启动过程(特别是冷态启动更为突出)和运行初期的振动较高,但运行一段时间后振动有所下降,这种情况主要反映出转子在启动后传热不均匀引起转子局部变形,可通过延长启动时间来解决,但严重时需要对转子进行解体大修。(6)由于轴承损坏而引起的振动偏大,一般同时会伴随着机组惰走时间偏短,那么需要更换轴承;油膜震荡也会引起振动偏大。(7)由于动静部件相磨引起的振动偏大,则必须处理间隙;(8)由于套齿联轴器或传动齿轮磨损,接触不良也会引起机组的异常振动,应修理或更换损坏部件;(9)转子中心偏离引起振动大,则应对转子重新对中;(10)基础不牢、机组地脚螺栓松动、机组滑销系统在热膨胀时受阻等,也可能引起机组振动偏高。214 点火失败
点火失败的主要原因有: ①点火故障(点火线圈及点火变压器故障);②燃油系统及燃油控制系统故障。这种情况可以参考211 的燃机在启动过程“热挂”中的燃机控制系统故障的处理;③雾化空气系统故障。这种情况可以参考211 的燃机在启动过程“热挂”中的燃油雾化不良的故障处理;④燃油喷嘴结焦堵塞等等。215 燃烧故障
燃料燃烧不完全或个别燃烧室燃烧不良导致出口温度不均匀,透平出口处的最大排气温差超过允许值,便发出燃烧故障报警;引起燃烧故障的原因主要有: ①燃油进油量不均匀(主要有流量分配器故障、燃油喷嘴堵塞、燃油管道堵塞等);②雾化不良(主要有雾化空气系统故障、燃油压力偏低等);③燃油喷嘴故障(喷嘴变形)、燃烧室及过渡段故障等;④压气机故障。压比低、燃烧及掺冷空气不足;⑤透平故障(主要有流道堵塞、叶片变形等)。216 启动不成功
启动过程发生故障导致机组启动不成功的原因很多,主要有以下几方面: ①启动系统故障。这种情况可以参考211 的燃机在启动过程“热挂”中的启动系统的问题处理;②点火失败。这种情况可以参考214 的点火失败的处理;③燃烧故障。这种情况可以参考215 的燃烧故障的处理;④机组“热挂”。这种情况可以参考211 的燃机在启动过程“热挂”问题的处理;⑤压气机喘振。这种情况可以参考212 的压气机喘振的处理;⑥压气机进口导叶igv 打开故障;⑦启动过程振动大。这种情况可以参考213 的机组运行振动大的处理;⑧发电机同期故障;⑨其它主要辅机故障等。217 燃机大轴弯曲
燃机大轴弯曲的主要原因有: ①机组运行中振动偏大;②机组动、静部件相磨造成大轴局部过热变形;③轴瓦烧损致轴颈严重磨损;④盘车系统故障造成转子热态无法均匀冷却。解决措施有: ①启动和运行时注意监视机组振动情况,防止振动超标;②停机时应确认盘车投入正常,并按正常运行的要求定期记录燃机轮间温度及其它参数,定期检查盘车的投入和转子的转动情况。禁止强制打开轮机间门进行快速冷却;③检修时应使机组充分冷却(轮间温度60 ℃以下)后才能停盘车。对无法等冷却后才能停盘车的检修,应在转子露出部分作记号,在检修过程中定期对转子进行盘动180°,并有专人负责记录时间及转动角度。热态停盘车时轮间温度不得高于150 ℃,停盘车时应同时将辅助滑油泵置于手动位置让滑油自循环进行冷却;④检修揭瓦后的转子转动前应先将滑油循环8小时,以清除轴瓦及油路在检修过程遗留的灰尘,第一次启动时应在盘车状态下用听针倾听机组内的声音。218 燃机轴瓦烧坏
轴瓦烧损的主要原因有: ①轴瓦润滑不好:如油位过低、油质变劣、滑油压力不足等引起轴瓦失油或滑油温度偏高;②轴颈处接触不良,造成局部负载过重;③轴瓦温度过高。
解决措施有: ①运行时严密监视轴瓦温度和回油温度;②滑油过滤器和冷油器切换应使用操作票并在专人监护下,先将备用组注满油后再进行切换操作,并加强对油压和油流的监视,操作应缓慢进行,严防在操作时滑油中断及温度突变而烧毁轴瓦;③停机时应监视滑油泵运行情况、油温和轴瓦温度,确认燃机盘车投入正常,并且定期记录滑油压力、温度及其它参数,定期检查盘车的投入和转子的转动情况;④热态停盘车时轮间温度不得高于150 ℃,停盘车时应同时将辅助滑油泵置于手动位置让滑油自循环进行冷却,以防轴瓦温度过高而烧毁轴瓦巴氏合金;⑤正常运行时应保持滑油油位在1/ 2 以上;⑥定期进行滑油油质化验,有异常时应根据情况监督和采取措施,以保证油质符合标准;⑦定期对油箱油位计进行校验,并做低油位报警试验;⑧检修更换新瓦时,应检查瓦面接触良好;⑨检修揭瓦后的转子转动前应先将滑油循环8 小时,清洗掉检修过程存在轴承箱中的灰尘,检查轴瓦回油油流情况。219 燃机严重超速
为防止燃机严重超速,应采取的措施有: ①机组运行时各种超速保护均应投入运行,防止在无保护的情况下运行;②在燃机启动至空载或停机解列时,应严密监视机组转速在额定范围之内,防止调速控制系统异常而超速,否则应手动降速或紧急停机并记录转速最高值;③定期对燃料截止阀进行动作试验和泄漏试验,检查燃油截止阀动作自如,关闭严密,否则应进行处理;④定期进行超速试验和甩负荷试验。2110 燃机通流部分损坏
燃机通流部分损坏的主要原因: ①燃烧产物超温;②高温腐蚀;③外来物或热通道部件掉块打击其它部件引起的恶性损坏;④机组振动过高或其它原因引起动、静部件相磨。为此在措施方面应考虑:(1)在燃油方面: ①为减少对高温部件的高温腐蚀,延长热部件寿命,应控制燃油的钠、钾含量及镁钒比在规范之内,即:na + ka ≤11ppm , mg :v = 3～315 ,严禁燃用有害微金属含量超标的燃料;②为减 少对燃油喷嘴和热通道部件的冲刷,应严格控制燃油的过滤精度在5μm ,定期更换燃油滤网;③降低燃油粘度以改善燃油的雾化程度,确保燃油燃烧完全,在允许范围之内应尽量提高燃油的温度,确保进机油粘度控制在20cst 以下。(2)在机组启动、运行方面应注意: ①燃机点火时燃油不能过量,点火失败后的再次点火前应检查启动失败排放阀是否把未燃烧的燃料排尽,并根据情况适当延长清吹时间,以除去流道中的残留燃料;②升速过程中应注意燃油参考值fsr 的上升情况,流量分配器转速的变化情况、透平排气温度、轮间温度以及超温、温差等保护的动作情况,若出现fsr控制故障或保护不动作时应停机进行处理;③运行过程中应注意压气机进口可调导叶的开度;④开停机过程中还应注意防喘放气阀的位置与机组转速状态的对应情况,如出现不对应且有防喘放气阀实际位置不对应、出现振动异常情况、主机有异常声响、透平排气温度或fsr 的异常上升情况时要立即紧急停机;⑤在启动和运行过程中应监视机组振动情况;⑥运行过程中应密切监视透平排气温度和排气温差的变化,如出现超标且确认热电偶无异常时应尽快停机进行检查;⑦改善燃油雾化,确保燃烧完全,应跟踪主燃油出口压力、燃油喷嘴前压力和压差情况,保证燃油的喷射压力;⑧在运行过程中跟踪雾化空气压比的变化情况,如出现压比低报警时应进行检查,并控制运行过程中雾化空气的温度。(3)在维护方面应注意: ①定期对雾化空气系统进行低点排污和排水;②燃机水洗时应控制轮间温度在149 ℃以下,水温控制在82 ℃以上;③定期对压气机进口可调导叶的角度进行校验,以确保运行时角度对应而且关闭和打开时的限位块不要顶住气缸;④应定期对热通道用孔探仪进行检查。(4)在机组大中修时应注意: ①对热通道各部件进行彻底检查,按规范要求严格控制叶片裂纹,对裂纹超标的叶片进行更换或采取止裂措施,防止裂纹扩展;②应对热通道各动静间隙按规范进行控制,以防止启动过程的动静摩擦;③应对igv 的实际角度与机械指示和控制的显示值进行对比、校验;④检修过程中应注意不能有任何东西掉进气缸里,回装时应进行彻底的检查,以防止有任何物品遗留在热通道里。2111 滑油温度高
燃机滑油温度高的原因有: ①冷却水泵出力不足、散热风机故障、散热器堵塞或水箱水位低引起的冷却水温高;②冷油器堵塞,水流偏小且换热效率低;③冷却水温度调节阀故障,使进入冷油器的水量偏少。
为此在措施方面应考虑: ①运行时应跟踪冷却水泵的出力变化,一般情况下水泵出力的降低是水泵叶轮被(颗粒)冲刷或汽蚀(水温较高或水中含气)引起叶型变化导致的,水泵的出力下降一般也是一个逐步下降的过程,只要在运行中跟踪就可避免由于该原因而导致的油温升高;定期对冷却水系统进行清洗,包括水箱中积垢的清理和管路的循环排放;发现有水泵出力下降的趋势则要做好检查安排,必要时更换水泵叶轮;②在大、中修时安排检查冷却风机马达轴承及转动情况,定期对冷却水散热器进行清洗;③在大、中修时安排冷却水箱水位计校验;④定期对冷油器进行清洗;⑤定期对冷却水温度调节 阀进行拆检。2112 燃机排气温差大
燃机排气温度分布不均匀会使叶片形成热应力,加剧透平缸的变形。因此,控制燃机排气温差是保证机组正常运行的一个重要环节。燃机排气温差大是由多种原因造成的,主要有:①在排气热电偶出现故障时,此时应对热电偶进行更换、校验或对其通道进行校验;②燃油喷嘴或逆止阀故障造成喷嘴前压差大,使进入各个燃烧室的喷油量不同,从而使透平排气温度场分布不均;③流量分配器故障。主要是由于磨损使流量分配齿轮间隙发生变化,从而使进入各燃烧室的燃油量不相同,造成排气温差大;④燃油清洗阀关不严或泄漏。燃油从旁路管跑掉,使进入各燃烧室的燃油量不相同,从而造成排气温度场的不均匀;⑤燃油管道变形或堵塞,使进入各燃烧室的燃油量不相同,从而对排气温度的均匀程度造成影响;⑥雾化空气压比低,雾化空气量偏少,燃油燃烧不完全从而对透平的排气温度场产生影响;⑦火焰筒或过渡段破损,影响火焰筒和过渡段的冷却效果,从而影响排气温度场的分布;⑧叶片积垢不均而影响了热通道各部位的通流量,从而对排气温度场造成影响;⑨叶片冷却空气冷却叶片后进入热通道,如叶片冷却通道堵塞,也会对排气温度场形成一定的影响。
