电气专业典型异常案例调查报告汇编

电气专业典型异常案例调查报告汇编
编写人：李云江
编写日期：2014.6.15
国华宝电运行部
目录
2号机组2B电泵启动引起机组冲击的异常分析报告 (3)
1号机励磁系统4号硅整流柜冷却风机跳闸的异常分析报告 (4)
2号机10kV2C段母线PT空开A相跳闸的异常分析报告 (5)
1号机1B电泵跳闸异常分析的异常分析报告 (7)
2号机照明段供热改造施工电源跳闸的异常分析报告 (8)
2号发电机起励失败的异常分析报告 (9)
10kV2A段母线PT综保装置发“开入告警”的异常分析报告 (10)
500kV呼巴Ⅰ线第一组PT断线报警故障的异常分析报告 (11)
电网故障安稳装置切2号机组的异常分析报告 (13)
1号机10kV1B段备用电源进线开关拒分的异常分析报告 (15)
1、2号发电机参数波动的异常分析报告 (16)
2号机2B一次风机液压油站A油泵电机缺相的异常分析报告 (20)
2号机2B一次风机液压油站A油泵电机缺相的异常分析报告 (22)
1号机1A电泵电机故障的异常分析报告 (24)
公用变B跳闸的异常分析报告 (26)
2号炉磨煤机油站电源送电磨煤机跳闸的异常分析报告 (28)
2号机2A汽机变声音异常的分析报告 (30)
2号机组2B电泵启动引起机组冲击的异常分析报告
一、异常开始时间：2013年05月17日19时05分
终止时间：2013年05月17日19时25分
二、异常前工况
2号机组有功负荷356MW，10kV 2B段母线电压10.5kV，2A/2B引、送、一次风机运行，2B/2C/2D/2E/2G 磨煤机运行，2A/2B闭式水泵，总煤量230t/h，2A/2C电动给水泵运行。

三、异常经过和处理情况
19时05分，启动2B电动给水泵时，发现2号机有功功率由355MW瞬间上升至364.77MW，又立即降至357MW；同时2B闭式水泵电流由20.63A瞬间上升至22.09A，又迅速降至20.61A。

运行人员迅速检查机组其它参数，均正常；2B电泵及厂用母线运行正常，未发现2号机组一次调频动作；2号发变组故障录波器启动录波。

19时20分，热控谷瑞敏交待，2号机一次调频正常，未动作。

四、异常原因分析
1．本次2B电泵启动电流是额定值的5.8698倍，启动时间4.10S，与历次最大启动电流变化情况基本一致，历史最小的启动电流为5.6831倍。

2．19时25分，检查DCS曲线与发变组故障录波器曲线，负荷波动时间与2B电动给水泵启动时间一致，经分析负荷波动原因应为电泵启动导致。

3．我公司电泵电机容量大，导致启动力矩过大，电压降低过大，对机组冲击影响明显；
4．电泵电机启动冲击大小与电机的启动特性、机械负载状况，以及启动合闸的角度都有关系。

因此，每次电机启动的电流大小不一样。

五、防范措施
1．启动电泵前要注意厂用母线电压调整，不能低于10.2kV。

但因1C电泵检修后启动性能变差，启动时不能低于10.3 kV。

2．与欲启动的电泵在同一母线供电的主要辅机电流尽量不要过大，防止启动电泵时过载跳闸。

3．严禁在电泵、引风机等大容量电机启动时，进行其他辅机启动操作。

4．电泵启动前，机组无功及励磁电流等不能过高，与最高限值要留有一定预度。

1号机励磁系统4号硅整流柜冷却风机跳闸的异常分析报告
一、异常开始时间：2013年05月27日19时30分
终止时间：2013年05月27日19时45分
二、异常前工况
1号机组有功负荷361MW，1A、1B引、送、一次风机运行，1A、1B 、1C 、1D 、1F磨煤机运行，总煤量228t/h，1A、1C电动给水泵运行，励磁电压229V，励磁电流2585A，发电机其它参数正常。

三、异常经过和处理情况
19时30分，集控运行五值巡检赵法人对1号机励磁小间巡检时发现4号可控硅整流柜温度高于1、2、3号可控硅整流柜温度，打开4号可控硅整流柜门发现4号可控硅整流柜底部冷却风扇为出风状态，正常应为吸风状态，初步判断该整流柜底部冷却风扇不工作引起，立即通知电气二次人员温常富对其进行检查确认，经检查确认是该冷却风扇异常引起柜内过热，将继电器复归后该风扇正常启动。

四、异常原因分析
1．可控硅整流柜风扇转动异常，导致瞬间过流，继电器动作跳闸。

2．也有可能该可控硅整流柜风扇实际就未转动，因机组并网时间较短（27日6时点30分并网），温度升高不多。

但是故障时该柜内可控硅温度39℃，10分钟后升至41℃，其他三台可控硅温度35，环境温度25℃。

可见该风扇应该是异常跳闸。

3. 风机控制回路继电器有缺陷，在风机运行中出现继电器动作跳开风机电源。

4. 人员误碰整流柜内的继电器等设备导致继电器动作接点闭合，风机启动回路断开，风机不能启动。

五、防范措施
1．日常巡检时用手触摸或测温仪测量可控硅整流柜门温度，检查是否正常。

2. 监盘时注意励磁系统参数变化，发现异常及时联系处理。

3. 若可控硅整流柜温度持续升高，可增加轴冷风扇对其冷却。

4. 保持励磁小间空调系统运行正常，温度设定在19℃以内。

5. 机组启动前检查各继电器情况是否正常。

6. 机组启励升压后检查各整流柜的风扇运行情况。

7. 做好防止继电器防误碰的措施。

2号机10kV2C段母线PT空开A相跳闸的异常分析报告
一、异常开始时间：2013年04月23日18时45分
终止时间：2013年04月23日23时00分
二、异常前工况
2号机组运行，2C电泵运行，2号机辅机正常运行方式，10kV2C段母线电压10.35kV；检修变停电检修工作结束，准备进行高压侧开关、保护传动。

三、异常经过和处理情况
4月23日18时45分，检修变工作负责人岳征宇押回1431电气第一种工作票《在2号机10kV2C段配电室，进行检修变控制与保护柜（20BBC20GH001）保护定检及二次回路检查》，准备对检修变高压侧开关传动。

20时0分，分开检修变高压侧开关接地刀闸，测量检修PC母线、检修变高低压侧绝缘合格后，将检修变高低压侧开关送电至试验位。

20时30分，就地将高压侧开关合闸后，发“请将断路器分闸”语音提示。

20时35分， 10kV2C段母线电压由10455V突然降至2157V，同时DCS画面中发2A、2B空冷备用变备自投发闭锁报警，10kV2C段母线快切装置发闭锁报警，10kV厂用快切2C分支快切PT断线，2C电动给水泵、2C闭式冷却水泵“电源故障”，发变组故障录波器启动“10kV2C段母线A相模拟量突变”录波，立即通知岳征宇，停止相关实验。

就地检查10kV 2C段母线PT A相空开跳闸，检查机组其他参数未见异常，值长令：减负荷至420MW。

20时38分，检修岳征宇将10kV2C段母线PT A相空开合入，电压恢复至10429V，手动复归各报警后恢复设备正常运行。

21时0分，值长令：加负荷至428MW。

四、异常原因分析
1．设备工艺质量不良，开关状态显示仪内部插件的焊锡点线头留余过长，在开关传动过程中因振动导致二次电压A相与开关状态显示仪金属外壳发生放电，导致母线PT 二次小空开A相跳闸。

五、防范措施
1．操作PT设备前，必须进行设备全面检查，不留设备隐患。

2. 检修对设备修后或更换元件、新元件投入等，必须确保设备质量良好。

3. 运行要加强对异常事件处理方法的学习，低电压保护应提前退出，然后再恢复PT二次开关，比较稳妥。

4. 运行配合开关传动时，在人员充足情况下，应就地留有人员，以便应急处理及
时。

1号机1B电泵跳闸异常分析的异常分析报告
一、异常开始时间：2013年01月05日18时39分
终止时间：2013年01月05日18时46分
二、异常前工况
2013年01月05日18时39分，1号机组负荷580MW，12、13、14、15、16、17磨煤机运行，11磨煤机备用，11、12、13电泵运行。

三、异常经过和处理情况
2013年01月05日18时39分，1B电泵跳闸，RB动作，联锁17、16磨煤机跳闸，锅炉主控指令60%，柴发联启，18:44 RB动作结束，复归。

柴发自停。

负荷最低降至360MW。

18:46启动1A磨煤机运行，18:58值长令：加负荷至410MW。

18:39，DCS画面显示10kV 1B段母线电压最低至9837V，锅炉PC 1B段母线电压最低至364V，保安PC 1B段母线电压最低至375.42V，瞬间降低后恢复正常。

检查DCS画面发现1B凝补水泵跳闸，冷凝水泵1B频率减至0，运行状态.就地检查1B电泵综保显示“差动保护”“速断保护”动作。

检查机组故障录波器数据，故障时，10kV 1B段母线电压最低至0.68kV左右。

综保装置二次数据看速断电流动作值为111.87A，计算一次值为额定电流的30.566倍。

四、异常原因分析
1．初步检查1B电泵电机接线盒处线圈B相引线绝缘外皮损坏，对C相线圈的母排放电，BC相间短路弧光导致三相短路，短路能量致使电机接线盒爆开。

五、防范措施
1．设备送电前加强绝缘测量和外观检查。

2. 检修后的设备应进行电气试验。

3. 对于电机引线、设备的电源电缆要加强外观检查，确保接头接触不良、外观损坏等情况存在不能送电。

2号机照明段供热改造施工电源跳闸的异常分析报告
一、异常开始时间：2013年05月30日10时30分
终止时间：2013年05月30日11时40分
二、异常前工况
2号机组有功负荷543MW，2A/2B引、送、一次风机运行，2A/2B/2C / 2D/2E /2F 磨煤机运行，总煤量324t/h，2A/2B/2C电动给水泵运行。

照明PCB段母线电压396V, 2号机照明段供热改造施工电源开关合闸送电状态。

三、异常经过和处理情况
5月30日10时30分，监视DCS上照明PCB段母线电压396V下降392V恢复至397V，供热项目部薛成勇通知2号机照明段供热改造施工电源失电。

立即派巡检就地检查发现照明段供热改造施工电源开关跳闸。

检查电气其它参数正常，机组未受到影响。

10时35分，通知薛成勇查找开关跳闸原因。

11:00 维护部薛成勇交代：2号机照明段供热改造施工电源跳闸原因为施工电缆折断，（由施工单位人员在施工过程中将施工电缆折断）故障点已找到，并已隔离完毕，由施工单位处理。

11:40 将2号机照明段供热改造施工电源开关、电缆测绝缘合格后送电。

四、异常原因分析
1．2号机照明段供热改造施工电源跳闸原因为施工电缆折断，造成该开关跳闸。

五、防范措施
1．加强对电气设备巡视，对各开关运行状态进行检查巡视，配电室巡检时，检查有无焦糊味，及时汇报。

2. 加强对配电室各设备的保护进行巡视，及时发现设备保护动作情况。

3. 故障点找到后，对开关、电缆测绝缘合格后送电。

2号发电机起励失败的异常分析报告
一、异常开始时间：2013年 01月 19日 16时03分
终止时间：2013 年01月 19 日16 时11 分
二、异常前工况
2号机组启动中，发变组已处于热备用，汽轮机定速3000r/min，发变组准备自动准同期并网操作。

三、异常经过和处理情况
16:03 2号汽轮机定速3000r，发变组准备自动准同期并网操作。

在DCS系统操作画面中合上灭磁开关，检查合闸良好。

点击励磁系统画面建压令按键后，发电机励磁电压、电流及定子电压均显示为零，DCS画面发“起励失败”报警，立即点击2号机励磁系统画面逆变令，拉开灭磁开关，对励磁系统进行检查。

经检查发现起励失败原因是2号机汽机零米MCC2C段上起励电源开关未送电，检查开关具备送电条件后，将其送电并检查送电良好并汇报电气主管李云江及值长。

16:11 得值长令：2号发变组进行并网操作，得令后，在DCS系统操作画面中合上灭磁开关，检查合闸良好。

点击2号机励磁系统画面建压令按键后，发电机励磁电压、电流及定子电压均显示正常，手动升定子电压至20KV，继续进行发变组自动同期并网操作。

四、异常原因分析
1．人员在恢复系统热备时，检查不全面，未进行电压测量，导致未及时2号机汽机零米MCC2C段上起励电源开关未送电。

2. 2号发变组于2013-01-14 00:46跳闸，当日16:50 得令恢复冷备用。

运行三值在恢复冷备用操作，在2号发电机起励回路停电时，将2号机汽机零米MCC2C段上起励电源开关停电，操作票规定是将励磁小间起励柜内起励开关停电。

2013-01-19 2号机组启动，12:20发变组恢复热备操作，操作人员疏忽对2号机汽机零米MCC2C段上起励电源开关状态的检查和励磁间启励开关处电压测量，造成了本次发电机起励失败的原因。

五、防范措施
1．操作后检查不全面，严格执行操作票制度，操作后按要求进行设备状态、电压电流检查和测量。

2.发电机组停电转冷备操作不规范，加强人员培训，掌握机组正常冷备时的设备状态。

10kV2A段母线PT综保装置发“开入告警”的异常分析报告
一、异常开始时间：2013年02月08日14时50分
终止时间：2013年02月08日15时50分
二、异常前工况
1号机组运行，其厂用系统为正常运行方式。

三、异常经过和处理情况
14:50 巡检发现10KV2A段母线PT综保装置“开入告警”灯亮，综保屏显示“开关量1”保护动作，检查该母线三相电压正常，机组无异常。

通知维护部温常富。

温常富报警原因是10KV2A段母线PT小车辅助接点接触不良或松动，需将10KV2A段母线PT 停电处理。

15:30 10KV2A段母线PT停电处理。

15:50已紧固处理好，10KV2A段母线PT 送电后报警。

四、异常原因分析
1．10kV2A段母线PT小车辅助接点接触不良或松动。

2. 基建期间施工质量不良，保护及自动装置等的引线存在松动、接触不良等现象。

五、防范措施
1．在日常巡检及设备送电时，加强保护及自动装置的引线等检查。

2. 应在停机备用期间对全厂的设备二次线进行一次全面紧固。

500kV呼巴Ⅰ线第一组PT断线报警故障的异常分析报告
一、异常开始时间：2011年11月17日17时35 分
终止时间：2011年11月17日18时 15分
二、异常前工况
500kV系统正常方式运行，500kV呼巴Ⅰ、Ⅱ线出线电压536kV, 500kV母线电压536kV。

三、异常经过和处理情况
2011年11月17日17:35分，检查发现NCS屏500KV线路1电压310KV，同时升压站线路I保护屏A屏、失步解列A屏，5012、5013断路器保护柜发TV断线报警，电气二次专业人员立即赶到现场进行检查处理，经过对现场各保护装置发出告警信号和采样数值，为500kV呼巴Ⅰ线第一组PT（即TV）二次回路A相采样没有，随即到500kV 呼巴Ⅰ线PT端子箱处进行检查，发现其第一组PT二次空开4ZKK至端子排的盘内线在端子排处压接不良，重新进行了压接后恢复正常，并检查所有相关保护装置采样均恢复正常、告警信号消失，故障消除。

事后电气二次专业人员对所有保护装置报警信号等进行了逐一检查分析，在故障期间，所有相关保护装置对TV断线判断动作正确、信号正确，电压恢复后，所有保护装置采样值均同时恢复正常。

四、异常原因分析
1. 500kV呼巴Ⅰ线PT端子箱第一组PT二次空开4ZKK至端子排的盘内线在端子排处压接不良是造成本次故障的直接原因。

2. 自168投运至今，500kV呼巴＃1线路和＃2线路始终处于运行状态，即使在春秋检期间，东北网调也未安排线路进行停电检修，所以其线路PT也始终处于运行状况，由于设备运行时进行端子接线紧固、整理等工作时风险较大，易造成PT二次短路和断线等故障发生，从而致使没有能够彻底对线路PT二次回路接线进行检查紧固工作，电气二次专业已经将该线路PT二次回路检查紧固工作列为线路停电检查项目，当时计划利用我厂因接入海北变电站原因而出现线路全停时机进行实施，所以该项工作至今未能进行，这是造成本次故障的间接原因。

五、防范措施
1．在日常巡检及设备送电时，加强保护及自动装置的引线等检查。

2. 应在停机备用期间对全厂的设备二次线进行一次全面紧固。

3. 对相关保护装置进行逐一检查，确保电压回路采样正确，装置工作正常（已完
成）
4. 对500kV两条线路的相应PT端子箱二次接线进行初步检查和紧固，考虑到线路运行时进行该项工作风险较高，尤其是在双机运行期间如果单跳线路误跳闸易使安稳动作误切一台机组，因此计划将该项工作安排在单机运行期间进行。

（责任人：薛成勇，已完成）
5. 利用线路停电时机，对其PT、CT等二次回路接线进行彻底检查和紧固整理。

（责任人：薛成勇，已完成）
6. 举一反三，对于500kV系统因涉及到电网运行方式调整等，停电检修机会较少，因此充分利用其一次设备检修时机同时进行二次回路接线等的检查紧固工作（实际上该项工作已经开始实施，并截至目前已经完成了500kV系统大部分设备检修维护工作），并将该项工作列为每次逢停必检的定期维护项目（责任人：维修部电气二次班全体成员，已完成）。

电网故障安稳装置切2号机组的异常分析报告
一、异常开始时间： 2013年01月14日00时46分
终止时间： 2013年01月14日01 时40分
二、异常前工况
2号机组CCS方式下正常运行，机组负荷363MW，2A、2B电动给水泵运行，2B、2C、2D、2F、2G五套制粉系统运行，主蒸汽流量1120t/h，给水流量1173t/h，主蒸汽温度555℃，再热蒸汽温度555℃，主汽压力18.77MPa，机组无大缺陷。

三、异常经过和处理情况
2013年01月14日00:46，2号机组发电机、汽轮机跳闸、锅炉MFT动作；检查5022、5023开关分闸、10KV厂用电切换正常，检查锅炉MFT联动正常，检查汽机跳闸动作正常，交流润滑油泵、氢密封油备用泵联启正常；检查ETS首出遮断为“发电机保护A”、“发电机保护B”，发变组保护A柜和B柜均显示为“外部重动2跳闸”即安稳保护跳闸（NCS显示时间为2013年01月14日00:46:38.425），巡检到升压站检查确认两套安稳装置均触发伊敏换流站方向切机，机组跳闸后立即汇报值长其他相关专业负责人。

00:47通知综合部运行韩长亮，运行启动炉给2号机高压辅汽联箱供汽，同时停止高压辅汽供采暖供汽、高压辅汽至低压辅汽供汽，关闭轴封母管溢流手动门，保证轴封母管压力正常。

00:53 轴封母管压力不能维持，破坏真空。

00:55 停止送引风机运行，锅炉闷炉；关门机侧个疏水，汽机闷缸。

01:05 检查空冷各列蒸汽蝶阀及抽真空电动阀关门严密，投入各列抽真空管道伴热。

01:25 投入发电机保护A、B柜中“启停机”、“误上电”保护压板。

01:27 汽轮机转速降至0r/min，就地投入盘车装置，运行正常。

01:40 启动炉升温升压，准备供汽至2号机组高辅，等待值长点火命令。

1月16日，13点1号机组并网（2号机组因锅炉空预器缺陷不能启动）。

四、异常原因分析
1. 00：46伊穆直流极Ⅰ闭锁，穆家换流站直流保护B系统过流保护动作。

闭锁前双极直流输送功率1500MW，闭锁后全部由极Ⅱ转带。

伊敏换流站CSS100BE稳控装置动
作切呼伦贝尔电厂2号机组（出力360MW）及鄂温克电厂2号机组（210MW）。

现场天气晴，中性线CT输出有问题，现场，具体原因正在分析，暂不具备送电条件。

05:00伊穆直流极Ⅰ转为检修状态。

19：49鄂温克电厂2号机组恢复并网。

五、防范措施
1．严格按调度令执行安稳装置和振荡解列装置的投退工作。

2. 二次人员应加强各自动装置的维护，确保装置好用，故障时能正确动作。

3. 运行人员应加强异常、事故处理的能力培训学习，事故处理还不尽完美。

本次电网故障时，未及时进行发电机保护及自动装置的检查，发电机保护的有关压板（启停机等）状态未及时改变。

4. 故障时对电气主要开关检查不及时到位，尽管由于人员少，但也必须现场实际检查设备情况，以防开关等配电设备出现异常。

5. 运行人员应定期进行双线路全停的事故处理预案，部门每年至少进行一次有关的模拟演习。

1号机10kV1B段备用电源进线开关拒分的异常分析报告
一、异常开始时间： 2013年01月08日00时16 分
终止时间： 2013年01月08日16时10分
二、异常前工况
2号机组正常运行，1号机组于2013年01月07日21时30分，厂用电切换正常，22时00分，1号机组解列。

三、异常经过和处理情况
00:16 停机操作过程中，发现#1机10kV1B段备用电源进线开关合闸状态，但控制面板显示未储能，就地听储能电机持续运行，立即通知维护部温常富、邢继成。

邢继成到位检查后交代：现开关在合闸状态，无法处理，拉开10kV1B段备用电源进线开关储能电机直流开关，防止储能电机烧损。

13:50，因检修预停电处理10kV1B段备用电源进线开关，远方进行10KV 1B段备用电源进线开关分闸操作，10KV 1B段备用电源进线开关无法分闸，显示“分闸超时”，光子牌发“控制回路故障”。

就地检查开关机构有线圈绝缘烧糊异味、轻微冒烟，立即拉开10KV 1B段备用电源进线开关控制电源、综保电源小开关，就地手动机械分闸，开关未动作。

检修检查后交代开关机构卡涩导致拒分，储能电机与储能机构连接脱开，不能储能。

16:10检修处理好该开关故障，就地分闸10KV 1B段备用电源进线开关，储能电机机构处理正常，开关传动、合闸送电正常。

四、异常原因分析
1. 开关机构润滑不良导致机构卡涩，机构变形，储能电机在运转时不能正常闭锁停转。

储能电机持续不停转，继续导致机构变形加剧，使开关分闸失灵。

五、防范措施
1．检修加强维护，充分利用停机机会进行机构调整检查。

2. 运行人员在设备送电时，进行开关全面检查，具备传动条件的进行分合试验。

3. 10kV开关操作后，必须现场检查开关实际位置、运行状态等是否正确。

4. 运行人员发现储能电机持续运行，应立即断开其电源，防止事态扩大。

运行处理异常的能力弱，应加强培训提高。

1、2号发电机参数波动的异常分析报告
一、异常开始时间： 2013年02月28日14时07分
终止时间： 2012年02月28日16时40分
二、异常前工况
2号机组正常运行，1号机组按计划开始进行滑参数停机操作，各参数正常，无重要设备缺陷。

三、异常经过和处理情况
14:07 监盘发现#1机有功功率瞬间由374MW↘365MW↗374MW、无功功率瞬间由90Mvar↗115Mvar↘86Mvar、主变高压侧电压瞬间由535KV↘533KV↗536KV，检查机组其它参数正常，发变组故障滤波器显示“#1主变高压侧电压A相”。

同一时间#2机有功功率瞬间由370MW↗398MW↘369MW、无功功率瞬间由92Mvar↗119Mvar↘85Mvar、主变高压侧电压瞬间由535KV↘530KV↗535KV，检查机组其它参数正常，发变组故障滤波器显示“#2主变高压侧电压A相”。

14:34 监盘发现#1机汽机主控自动退出，有功功率瞬间由374MW↘337MW↗381MW↘366MW ↗372MW、无功功率瞬间由80Mvar↗128Mvar↘77Mvar、主变高压侧电压瞬间由536KV↘532KV↗536KV，检查机组其它参数正常，发变组故障滤波器显示“#1主变高压侧电压A 相”。

同一时间#2机汽机主控自动退出，有功功率瞬间由373MW↗394MW↘365MW↗372MW、无功功率瞬间由82Mvar↗129Mvar↘80Mvar、主变高压侧电压瞬间由535KV↘525KV↗535KV，检查机组其它参数正常，发变组故障滤波器显示“#2主变高压侧电压A 相”，通知维护部电气二次温常富、热控闵兆俭，汇报电气主管李云江及值长何大昌。

热控闵兆俭交待：协调自动退出自动原因是汽机主控自动方式下，因有功负荷瞬间波动40MW所致，现参数稳定，可以投入协调系统自动。

二次温常富交待：两台机参数波动是系统故障或者操作扰动所致，可以继续运行。

14:38 得值长令：投入#1、2机组协调自动。

16:38 监盘发现#1机功功率瞬间由272MW↘268MW↗270MW功率瞬间由69Mvar ↗79Mvar↘70Mvar主变高压侧电压瞬间由537KV↘535KV↗537KV，检查机组其它参数正常，发变组故障滤波器显示“#1主变高压侧电压A相”。

同一时间#2机有功功率瞬间由400MW↘397MW↗401MW、无功功率瞬间由102Mvar↗114Mvar↘103Mvar、主变高压侧电压瞬间由536KV↘534KV↗536KV，检查机组其它参数正常，发变组故障滤波器显示“#2主变高压侧电压A相”通知维护部电气二次温常富、热控闵兆俭，汇报电气主管李云江及值长何大昌。

#1、2发变组上述三次同一时间发生参数波动，立即检查发变组其它参数变化情况均正常，对参数趋势显示曲线及时查找，通知电气二次人员及指派巡检对两台机发变组系统检查。

经与伊敏电厂联系，同一时间运行机组也发生了与本厂近似的异常。

当与东北调度值班员联系后答复，此次异常原因是穆家换流站故障所引起，调度正在进行相关调整及处理中，值长下令：做好因电网故障致使机组停运的事故预想。

四、异常原因分析
1. 东北区域普降大雪电网设备故障较多、穆家换流站故障，伊穆直流输出异常所致。

2. 但出现双机有功波动趋势不一致的现象，两台机组的一次调频可能性能有差异。

五、防范措施。