热电厂发电机组甩负荷事故分析(正式)

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一起发电机甩负荷事故原因分析

文献标识码院A
文章编号院1672-9064(2019)03原045原02
为响应国家节能减排政策袁某钢厂利用钢铁生产线多余去磁作用袁最终导致发电机欠磁袁无功功率降低袁电压降低遥
的煤气袁建设有 1 套 1x20MW 高温高压煤气发电机组袁以达
由于发电机励磁调节器的存在袁当发电机有功增加时袁
到充分利用生产线排放的煤气资源袁降低生产成本袁提高企无功不会出现纯电机角度所分析的那样明显减少遥当然励磁
业经济效益之目的遥机组规模为院1伊75t/h 高温高压煤气锅调节器特性是不完全一样的袁但即使励磁调节器调节作用不
炉+1伊18MW 凝汽式汽轮机+1伊20MW 发电机组及其配套辅足以抵消增加有功所带来的去磁作用袁也绝对能够抵消绝大
助设施遥主设备参数如表 1尧表 2遥
部分去磁作用了遥所以最多会有一个轻微的无功减少趋势遥
本项目 DEH 控制逻辑中袁OPC 电磁阀动作条件有 2 个院淤汽机转速大于 3090r/min曰于发电机主断路器由闭合变为断开袁发出脉冲信号动作 OPC 电磁阀遥
通过转速曲线看出袁汽机转速一直维持在 3000r/min 左右袁不存在超速引起 OPC 电磁阀动作的情况曰进一步调取了 DCS 内 OPC 电磁阀油压和阀门开度的详细数据可知院OPC 电磁阀先动作袁然后阀门调节油压力下降袁排除了调节油油压故障启动 OPC 电磁阀的原因遥
当然如果励磁调节器调节作用大于增加有功所带来的去磁
作用袁那么不仅可以完全弥补有功增加所带来的去磁影响袁
甚至无功还会有增加的趋势遥可见袁由于调节器本身特性的
差异袁可能会出现不同的结果遥由于调节器本身是用来维持
机端电压的袁所以调节器在发电机增加有功时会自动增加励

运行分析发电厂机组事故及异常运行处理总结

运行分析发电厂机组事故及异常运行处理总结第一篇：运行分析发电厂机组事故及异常运行处理总结发电厂机组事故及异常运行处理总结一、机组甩负荷1、根据负荷下降程度，减少进煤量，必要时从上至下切除制粉系统。

燃烧不稳定时，应及时投油助燃，稳定燃烧。

2、当负荷迅速下降，汽压上升较快时，应立即打开对空排汽，放汽泄压。

若汽压超过安全门动作定值而安全门未动时，应手动打开安全门放汽；若安全门拒动锅炉超压时，应紧急停炉。

3、注意监视锅炉水位变化，防止水位波动造成缺水或满水。

抽汽压力不能满足小汽机，除氧器需要时，应检查确认其备用汽源切换正常。

必要时开启电泵供水。

4、注意调节轴封汽压力，凝汽器水位，除氧器水位，加热器水位。

检查机组各支持轴承，推力轴承金属温度，回油温度，轴向位移，胀差、汽压、汽温，振动等是否正常，倾听汽轮机内有否异声。

5、检查厂用电系统是否正常，如不正常立即倒为备用电源，采用切工作开关，备用开关自投方倒换，若自投不成，可抢送，但工作开关必须在分位。

6、过、再热汽温低时，锅炉及时解列减温器，打开过再疏水；汽机打开过，再主汽门前疏水。

根据现象和各表计的指示，分析查明原因，做好恢复准备，恢复时控制好升压、升温速度，防止超温。

二、高压厂用电中断1、如果备用电源自投成功，母线电压正常，及时检查有无掉闸设备，恢复因低电压掉闸的设备。

2、若备用电源自投不成功，机组未掉闸，锅炉未灭火时，应立即投油助燃，稳定燃烧，维持炉膛负压，降负荷运行。

若因失电造成锅炉灭火或全部给水泵掉闸，应紧急停炉。

按照停炉不停机处理。

3、如果失去全部电源，不破坏真空紧急停运机组，启动柴油发电机，送上保安电源，保证事故油泵、盘车等设备运行电源。

启动汽机直流润滑油泵，小机事故油泵，空侧直流密封油泵运行，注意各瓦温的温升变化情况，同时调小油氢差压且注意密封油箱油位上升情况，否则手动排油。

检查空预器运行情况，维持其转动状态(若主辅电机均不能投入运行，应进行手动盘车)。

一起发电机甩负荷事故简析

一起发电机甩负荷事故简析
事件概况
某电厂一台机组在满负荷运行期间，机组突然甩负荷，锅炉水位低III值保护动作跳机。

通过分析DCS历史曲线及电气故障录波，最终确定事故由发变组高压侧开关误跳闸导致。

本文除了对此次事故进行简单分析外，还对发电机甩负荷时的电气量变化特征做理论分析，为日后故障判断提供依据。

原因分析
1、机组跳闸原因
又降至46.5V (相电压）。

发变组保护动作切换厂用电，一般采用串联切换＋同时切换方式，总切换时间在lOOms 内，但此次切换则不同，发电机与电网解列后，处于孤网运行状态，工作电源与备用电源之间相位差与频差持续拉大，已不满足快切装置同时切换的条件，只能采用其他切换方式，因此切换时间较长。

快切装置跳开工作电源后，母线上所有电动机依靠惯性和转子剩磁转入异步发电状态，母线电压和频率逐步下降，在母线残压值下降至70%左右时，快切装置同期捕捉切换动作成功，合上备用电源，新的同步磁场很快将异步磁场拉入同步，母线电压恢复正常，但由于电动机转速及端电压都已大幅衰减，很快又进入自起动状态，群起电流把母线电压再次拉低，直到自起动结束后恢复正常。

电
结论
发生此类事故后，很多电厂都经历过电气与热控专业关于“彼此保护动作孰先孰后”的争执，由于故障点不明显，又急于恢复，相关人员内心慌乱，短时间难以分清是热机原因（调门先关），还是电气原因（开关先跳），这就需要技术人员平时多积累、掌握各种事故的典型特征。

在事故发生后，结合DCS历史曲线与电气故障录波一起分析，理清思路，反复验证无误后，再下结论，否则一旦方向搞错可能大大延误机组恢复时间。

o
·。

600MW发电机甩负荷原因分析及措施

理故障奠定了基础。
关键词：注入式定子接地保护；电压互感器；匝间短路；原因分析；措施
中图分类号：ＴＫ７３文献标志码：Ｂ文章编号：１６７４—１９５１（２０１３）０９— ００３６— ０３
０引言
构皮滩发电厂发电机变压器组采用单元接线方式，发电机出口设计有出口开关，采用瑞士ＡＢＢ公司ＨＥＣ一７Ｓ产品，开关两侧各布置１组电压互感器（ＴＶ４，ＴＶ５），发电机机端共设计４组电压互感器，
Ｖ摇表检查发电机中性点接地变压器低对高及地绝缘电阻值为５．９９ＧＩＩ，判断接地变绝缘合格，对靠发
电机侧电压互感器（８５４ＰＴ）Ａ，Ｃ相绝缘进行了检查，检查结果合格，对该组电压互感器全部二次回路绝缘进行了检查，检查结果合格。从而判断出故障点为发电机侧Ｂ相电压互感器（８５４ＰＴ），并将其结果汇报给调度。
４９８．５ＭＷ，Ｑ＝１０ＭＶ・Ａ；５机组Ｐ＝５２７．６ＭＷ，Ｑ＝１０ＭＶ・Ａ。
２０１２— ０７— ０８Ｔ２２：４２，构皮滩发电厂５发电
机保护Ａ，Ｂ柜注入式定子接地保护动作跳闸，甩负
１事故过程
事故发生前，５００ｋＶ主系统按全接线方式运行，１０ｋＶ厂用电Ｉ～Ⅳ段分段运行，分别由１１Ｂ～

发电厂安全事故案例分析和经验总结【含68个电厂事故分析和经验总结】

发电厂安全事故案例分析和经验总结目录大唐集团电厂三起事故的通报 (4)托克托电厂"10.25"事故通报 (6)关于山西神头第二发电厂主蒸汽管道爆裂事故有关情况的报告 (9)华能汕头电厂1999 年2 号汽轮机高压转子弯曲事故情况通报 (11)裕东电厂#1 机组#5 轴瓦烧损事故报告 (14)裕东电厂“10.28”#2 机组(300MW)停机事故的通报 (16)一起发电厂220kV 母线全停事故分析 (19)宁波北仑港发电厂“3.10”电站锅炉爆炸事故分析 (20)乌石油化热电厂3 号汽轮发电机组“2.25”特别重大事故详细原因分析 (24)秦岭发电厂200MW－5 号汽轮发电机组轴系断裂的特大事故分析 (26)某电厂电工检修电焊机触电死亡 (27)湛江电厂“6.4”全厂停电及#2 机烧轴瓦事故通报 (28)关于2007 年3 月2 日某电厂三号锅炉低水位MFT 动作的事故通报 (30)某厂#4 机跳闸事故分析 (31)大唐韩城发电厂“8.3”全厂停电事故通报 (34)托克托电厂“8.16”检修高加烫伤事故分析 (36)沙洲电厂“10.14”电气误操作全厂停电事故通报 (39)广西来宾B 电厂连续发生四起同类设备责任事故 (43)郑州热电厂发电机定子接地保护动作跳闸分析 (43)汉川电厂一次机组断油烧瓦事故的思考 (45)大唐洛阳热电公司“1.23”人身死亡事故的通报 (47)华能榆社发电有限责任公司电气运行人员走错间隔违章操作人身死亡事故 (48)王滩发电公司“6.10”电气误操作事故分析报告 (49)大同二电厂5 号机组在小修后启机过程中发生烧瓦恶性事故 (53)2006 年10 月17 日台山发电公司#4 机汽轮机断油烧瓦事故 (55)泸州电厂“11.15”柴油泄漏事件 (58)监护制不落实工作人员坠落 (60)安全措施不全电除尘内触电 (61)检修之前不对号误入间隔触电亡 (61)安全措施不到位热浪喷出酿群伤 (62)违章接电源触电把命丧 (63)制粉系统爆燃作业人员身亡 (63)违章指挥卸钢管当场砸死卸车人 (65)安全距离不遵守检修人员被灼伤 (66)焊接材料不符吊环断裂伤人 (66)误上带电间隔检修人员烧伤 (67)炉膛负压反正检修人员摔伤 (68)擅自进煤斗煤塌致人亡 (68)高空不系安全带踏空坠落骨折 (68)临时措施不可靠检修人员把命丧 (69)起吊大件不放心机上看护出悲剧 (70)操作中分神带接地刀合刀闸 (71)操作顺序颠倒造成母线停电 (73)值班纪律松散误操作机组跳闸 (75)强行解除保护造成炉膛爆炸 (76)运行强行操作造成炉膛放炮 (78)异常情况分析不清锅炉启动中超压 (80)忘记轴封送汽造成转子弯曲 (82)走错位置操作低真空保护跳机 (84)擅自解除闭锁带电合接地刀闸 (85)漏雨保护误动导致全厂停电 (86)更换设备不核对电压互感器爆炸 (87)对异常情况麻痹致使发电机烧瓦 (88)保护试验无方案机组异步启动 (88)甩开电缆不包扎短路机组掉闸 (89)停电措施不全引发全厂停电 (91)检修无票作业机组断油烧瓦 (92)管辖设备不清越位检修酿险 (94)大唐集团电厂三起事故的通报1、大唐国际北京高井热电厂“1·8”事故情况一、事故经过2005 年1 月8 日，全厂6 台机组正常运行，#3 发电机(容量100MW)带有功85MW。

2机组事故跳闸经过分析电厂机组跳闸事故心得

2机组事故跳闸经过分析电厂机组跳闸事故心得#2机组事故跳闸经过分析运行方式： #1机组负荷130MW，B给水泵运行、A给水泵联备，B凝结泵运行、A 泵备用。

#1炉甲、乙侧送、引、排、磨运行，炉前燃油系统备用。

6KV、380V厂用标准运行方式。

#2机组负荷130MW，B给水泵运行、A给水泵检修，A凝结泵运行、B泵备用。

#2炉甲、乙侧送、引、排、磨运行，炉前燃油系统备用。

6KV、380V厂用标准运行方式。

110KV系统标准运行方式，86启备变充电中，#1、2机组6KV厂用快切联动备用中。

事故现象： xx年10月24日（GPS时间00时11分36秒）（DCS 画面时间00时17分56秒）系统冲击，（集控室照明闪烁一次）#2发电机出口开关82开关跳闸，#2机6KV厂用快切动作正常，6KV、380V厂用电压正常，#2机主汽门关闭，#2炉MFT动作，炉灭火。

#2机电气DCS报警发“过励限制”“励磁装置报警”“手动通道运行”“CHⅠ通道报警”、“CHⅡ通道报警”。

#2机发变组保护A、B 柜WFB-801装置均发“励磁系统故障动作”。

#2发电机励磁系统上位机发“外部跳闸”“P/QⅠ段报警”“P/QⅡ段动作”。

NCS装置电脑告警“110KV唐明Ⅰ线测控对侧无电压”、AVC装置电脑告警“110KV唐明Ⅰ线测控对侧无电压”“ 110分段母差保护动作”“唐湖电厂82开关分闸（事故跳）”“2G过励限制”“2G低励限制”。

#2发电机无功负荷由45MVAR突降至-67.5MVAR，#2机6KVⅡA、ⅡB 段母线电压由6.17KV突降至5.48KV。

#1机组负荷在（4s内）由131MW突降至120MW再突升至149MW，突降至130MW稳定。

#1发电机无功负荷（4s内）由46MVAR突升至123MVAR再突降至45MVAR稳定。

#1发电机出口电压（4s内）由15.6KV突升至16.4KV再突降至15.6KV稳定。

#1发电机定子电流（4s内）由5187A突升至6251A再突降至5246A 稳定。

某电厂超超临界机组甩负荷异常问题分析与处理

2020.9 EPEM115某电厂超超临界机组甩负荷异常问题分析与处理安徽安庆皖江发电有限责任公司徐飞摘要：某电厂因电网线路问题造成机组跳闸，机组跳闸甩负荷过程中发生大机转速偏高异常现象，针对该现象查找原因及依据仿真试验结果提出相应处理方法。

关键词：超超临界；甩负荷；转速偏高；仿真试验；DEH系统上汽超超临界机组引进德国西门子技术百万机组已在国内得到广泛应用[1]，该类型机组DEH 控制系统设置了较为完善的甩负荷超速限制逻辑，保证在甩负荷瞬间的快速响应。

某电厂二期2×1000MW 超超临界燃煤机组汽轮机采用上海电气集团上海汽轮机厂引进的西门子设计制造的生产的N1000-28/600/620型一次中间再热、四缸、四排汽、单轴、凝汽式汽轮机。

汽轮机DEH 系统采用艾默生ovation 控制系统，液压部分是高压抗燃油的电液伺服系统。

由ovation 控制系统与液压系统组成的数字电液控制系统通过数字计算机、电液转换机构、高压抗燃油系统和油动机控制汽轮机主汽门、调节汽门的开度[2]，实现对汽轮发电机组的转速与负荷控制。

1 甩负荷过程异常现象分析1.1 甩负荷过程及甩负荷异常现象1.1.1 机组运行方式2月11日10:32:27，AGC 投入，负荷695MW，主/再蒸汽压力20.4/3.63MPa，主/再热蒸汽温度590/600℃，凝汽器真空-101.32kPa，发电机氢压498kPa，A、B、D、E、F 制粉系统运行，总煤量238t/h，A、B 汽泵运行，给水流量1950t/h，A、B 一次风机运行，A、B 送风机运行，A、B 引风机运行，总风量2067t/h ；10:32:26.754，主变5001开关A 相跳闸，重合闸动作不成功三跳，500kV线路跳闸。

检查为线路A 相接地故障；10:32:27，DEH 侧实际负荷由692MW 上涨至795MW，调门微关（负荷设定值仍为694MW，转速由2999.6rpm 升至3001.5rpm，转速负荷控制器输出由88.45降至87.34，高调1由33.7%降至31.8%，高调2由33.7%降至32%，中调1和中调2仍为100%）。

水电站水轮发电机组运行中甩负荷危害及对策分析

水电站水轮发电机组运行中甩负荷危害及对策分析摘要：在电力系统中，因为受到各种因素影响而出现甩负荷现象，或者因为变电站开关突然跳闸，使得运行机组与电网脱离，瞬时间导致电动机的转速快速提高，机组出现异响，使得发电机组产生过电压，从而导致水轮发电机组面临甩负荷问题。

基于此，本文就根据水轮发电机组甩负荷表现形式，重点分析水电站水轮发电机组运行中甩负荷危害，根据分析结果，提出了相应的应对对策。

关键词：水电站水轮发电机组；甩负荷；危害；对策如果是一些大规模的水电站水轮发电机组，因为内部结构相对比较复杂，在设备运行过程中，一旦出现甩负荷问题，必然会给水电站水轮发电机组运行安全和稳定带来直接影响，严重损坏水电站自身利益。

为了让水电站的水轮发电机组处于一个相对安全的运行环境，需要对导致水轮发电机组甩负荷问题产生原因进行调查，了解甩负荷对水轮发电机组运行产生的不良影响和危害，结合实际情况，做好应对和处理工作，从而保证水电站水轮发电机组运行安全。

一、水轮发电机组甩负荷表现形式在电力系统中，受到各种因素的影响，从而导致甩负荷问题出现，或者是因为变电站开关突然发生断电跳闸，使得机组运行受阻，发电机组运行速度不断升高，造成发电机发生过电压状况，这种现象也就是水轮发电机组甩负荷。

在出现甩负荷问题后，因为机组中的机械能不能转变成电能传递到对应位置，机组动力矩远远超过阻力矩，使得机组运行速度加快，造成水管内部压力升高。

在保护装置正常运行的情况下，机组运行速度将会提升到最大限值，之后通过调速器，关闭导叶，机组运行速度逐渐下降，最后保持在空载开度状态[1]。

如果系统出现故障问题，造成发电机组突然产生甩负荷，在这种情况下，调速器也发生故障，或者大部分剪断销剪断，导致水轮机导叶无法处于关闭状态，机组转速随着开度变化而远远大于额定转速，机组声音逐渐改变，产生异响，甚至保持在飞速运作状态，造成机组故障，影响水电站正常运行。

二、水电站水轮发电机组运行中甩负荷危害（一）离心力突然增加受到甩负荷影响，导致水轮发电机组中转动部件离心力不断升高，转动部件振动频率远远大于限定数值，水轮发电机组内部的转动部件和静止部件严重碰撞，导致部件损坏。

电网甩负荷现象分析报告

电网甩负荷现象分析报告摘要：电网甩负荷是指由于电网供电能力不足而引发的一种负荷减少的现象。

本报告旨在对电网甩负荷现象进行深入分析，探讨其原因，并提出相应的解决方案。

分析结果显示，电网甩负荷主要是由于电力供需不平衡、电力设施老化以及电网规划不合理导致的。

为解决这一问题，我们应当加强电力系统规划、改善电力设施、推进清洁能源发展等措施。

一、引言电力作为现代社会不可或缺的基础设施之一，在保障工业生产和居民生活方面起到了重要的作用。

然而，近年来电网甩负荷现象时有发生，给电力供应和电网安全稳定带来了一定程度的风险。

因此，对电网甩负荷现象进行深入分析，并提出相应的解决方案显得十分必要。

二、电网甩负荷现象的产生原因电网甩负荷现象主要有以下几个原因：1. 电力供需不平衡：随着经济的发展和人民生活水平的提高，电力需求不断增长。

而电力供应方面，由于供电能力的限制，无法满足人们对电力的需求，从而导致电网甩负荷现象的发生。

2. 电力设施老化：部分地区的电力设施建设时间较早，设备老化严重，无法满足新的电力需求，造成供电能力不足。

3. 电网规划不合理：在电网规划过程中，一些地区的电力需求被高估或低估，导致供需矛盾。

另外，一些地区缺乏合理的电网规划，使得电力供应不足，引发甩负荷现象。

三、电网甩负荷现象的影响电网甩负荷现象给电力供应和电网安全稳定带来了一系列的影响：1. 生产停工：当电力供应无法满足工业生产的需求时，许多企业不得不停工，造成经济损失和就业问题。

2. 居民生活受影响：电网甩负荷会导致停电现象，影响人们的正常生活，例如无法正常用电和无法充电等。

3. 电网安全风险：电网甩负荷会增加电网的负荷，可能引发电网故障和事故，对电网的安全稳定构成威胁。

四、解决电网甩负荷的方案为了解决电网甩负荷现象，我们提出以下几点建议：1. 加强电力系统规划：在电网规划过程中，应在准确评估电力需求的基础上，制定合理的电力供应方案，以确保电力供需平衡。

发电厂事故预想以及危险点分析

发电厂事故预想及危险点分析在每一个事故的后面，都存在着许多的失误，如果我们能够把这些失误避免掉，事故也就不会发生。

让我们正视每一次事故，认真的对待事故、总结事故、分析事故。

不放过事故中暴露出的设备隐患，不放过事故中潜在的操作失误和经验不足，不放过我们在规章制度中可能存在的不到之处。

分析失误产生的原因、条件及避免的方法。

那么我们在将来的工作中，就会轻松自如的应对一切异常，避免事故的发生了。

从众多的事故中可以看出：如果我们能够避免小的失误，大的事故也就不会发生了。

发生事故——会给公司、个人造成名誉和经济上的损失；总结事故——会使我们眼捷手快，防止事故的再次发生。

总结的结论，因水平问题不一定正确，同时，在指导今后的工作时也不应是千篇一律的，应在安全的基础上保持一定的灵活性。

总结，是总结经验教训。

在这里大多数是总结教训，其中教训部分也只是一些零零碎碎的事故，但是，其目的是为了抛砖引玉，愿更多的人来一起总结！！事故的种类：一、经验不足或漠不经心的：多起给煤机断煤异常，引发锅炉灭火，造成的事故；在切给水旁路至主路的过程中，造成的跳机；多起汽包水位控制不当，造成事故扩大的。

二、责任心不强的，又不按规程要求的：发电机并网无操作票，未放操作保险，造成无法并网，且对主变损伤（应对主变评估其损伤的程度）；因发电机TV报警，就不做认真处理，造成误仃机；五号发电机主变冷却器故障一个小时无人过问，造成整个机全仃；四号机做严密性试验，不按要求进行，造成仃机的；在有动火工作票的情况下，却不按票执行，这虽然是外单位的外因，但是，我们也应想想：发出动火工作票后是否还能保证安全的问题。

三、设备性能不熟的：1．切换送风机油泵，引起风机跳闸（多次）；2．开小机时没有打开电动门，造成跳闸；3．锅炉改造燃油油枪后，由于对机械雾化油枪性能不熟，多次造成锅炉灭火和爆燃引起MFT。

四、怕担责任，拼设备的：1．因断煤处理不当，造成主蒸汽温度高达到583℃，持续时间达二十多分钟，远远超过手动打闸时间和限额（应对锅炉所造成的损坏进行评估。

汽轮发电机组甩负荷事故的剖析

汽轮发电机组甩负荷事故的剖析集团企业公司编码：（LL3698-KKI1269-TM2483-LUI12689-ITT289-汽轮发电机组甩负荷事故的剖析 1 引言所谓甩负荷事故是指汽轮发电机组突然卸掉全部或部分负荷的一种事故现象。

甩负荷事故的发生对汽轮机的安全稳定运行影响甚大，必须引起运行值班人员和有关人员的高度重视。

2 甩负荷的原因及危害2.1 甩负荷的类型汽轮发电机组甩负荷主要有以下几种类型：(1) 因供电输变线路突然跳闸，使机组负荷无法正常输出；(2) 发电机保护动作，跳开发电机出口开关；(3) 汽轮机保护动作，高中压自动主汽门突然关闭；(4) 运行中某一自动主汽门、调速汽门或某一油动机突然关闭。

2.2 甩负荷的判断机组发生甩负荷时，运行值班人员要迅速判明甩负荷的原因，然后才能采取对应的措施进行处理，判断的方法主要有以下几种：(1) 当由电气原因（上述1，2种类型）造成机组甩负荷时，则发电机甩去全部或大部分负荷（仅剩下厂用电负荷），这时机组最显着的特征是转速升高，若汽轮机调速系统的动态特性不理想，就会造成汽轮机超速保护动作而停机。

(2) 当由汽轮机保护动作（上述第3种类型）造成机组甩负荷时，则发电机组会甩去全部负荷，此时机组转速与甩负荷前相比基本不变。

由于高中压自动主汽门的关闭，切断了进入汽轮机的所有蒸汽，此时机组得以维持稳定转速全靠电网的返送电，即发电机组变为电动机运行模式，称为逆功率运行。

(3) 当由主调门突关（上述第4种类型）造成机组甩负荷时，则发电机组仅甩去部分负荷，机组转速保持不变。

其甩负荷量视突然关闭的主调门的通流量，占机组当时进汽量的份额而定，同时也与主调门的类别有关。

就200 MW汽轮发电机组而言，高压主汽门突关比中压主汽门突关甩负荷量大；1，2号高调门突关比3，4号高调门突关影响更大；单一中压调门突关对负荷的影响较小；中压油动机突关比高压油动机突关要严重得多。

如2001年2月9日，某厂一台200 MW汽轮机的3号中调门运行中突关，对负荷的影响甚微，从负荷历史曲线上看基本上觉察不到。

发电机突然甩负荷现象及处理

机组运行中发生RB1.5.1 给水泵跳闸引起的RB：1.5.1.1 现象：1）LCD 上“RB”声光报警、“汽泵跳闸”报警；2）在CCS 方式下，机组主控方式自动切到TF 方式，炉主控指令自动下降到60％，磨煤机以F、C、E 的次序跳闸，跳闸时间间隔为10s，保留三台磨运行；判断等离子在正常模式下及A 磨煤机运行，对等离子进行拉弧，拉弧顺序为3-2-4-1-5，时间间隔为5s；层快投运行磨油枪指令，只快投一层油枪，投油顺序为D、B、E，时间间隔为5s；3）在TF 方式下并且燃料主控在自动时，机组保持TF 方式，其余同上；4）在TF 方式下并且燃料主控在手动时，机组保持TF 方式，运行磨保持煤量不变，其余同上；5）在BF 方式下，锅炉主控自动切至手动方式，炉主控指令自动下降到60％，磨煤机按次序跳闸，保持三台磨运行，运行磨按次序油枪自投；6）在手动方式下且燃料主控在自动时，炉主控指令自动下降到60％，磨煤机按次序跳闸，保持三台磨运行，运行磨按次序油枪自投；7）在手动方式下且燃料主控在手动时，磨煤机按次序跳闸，保持三台磨运行，运行磨保持煤量不变，运行磨按次序油枪自投；8）蒸汽流量下降。

1.5.1.2 处理：1）一台汽泵跳闸，电泵联启，快速上水，保证360MW 对应的给水流量，其再循环门关闭；2）在CCS 或TF 方式且燃料主控在自动时，确认RB 动作正常；3）在BF 方式或手动方式且燃料主控在自动的方式下，应手动控制好主汽调门，保持汽压稳定；4）在TF 方式且燃料主控在手动时，手动将煤量稳定在360MW 左右时的煤量；5）在手动方式且燃料主控手动时，应手动控制好主汽调门，保持汽压稳定，并手动将煤量稳定在360MW 左右时的煤量；6）RB 发生后，应确认磨煤机跳闸正常，运行磨按次序油枪自投正常；7）RB 发生以后，应加强对汽温的控制；8）磨跳闸后应确认风烟系统自动控制正常；9）工况稳定后，对系统全面检查，逐步撤出油枪，对跳闸磨煤机进行惰性处理；10）处理过程中注意除氧器水位调整器动作正常，除氧器水位正常，主/再蒸汽参数变化在允许范围内；11）完成跳闸汽泵相关操作，如跳闸原因查明并消除，应及时启动汽泵；12）在RB 过程中若发生MFT，则按MFT 事故处理。

余热电站全厂停电事故及甩负荷事故处理预案

余热电站机组甩负荷及厂用电全停事故处理预案批准：审核：编制：刘俊峰、吴亚军、刘庆霍煤鸿骏电力分公司余热电站2013年04月24日甩负荷事故处理预案一、汽轮机甩负荷事故处理1、汽轮机甩负荷，危急保安器未动作处理现象：1、负荷表指示下降。

2、汽轮机转速升高并稳定一定数值。

3、调速汽门自动关小。

4、锅炉汽压急剧升高，蒸汽流量急剧下降。

5、严重时锅炉安全门动作。

6、锅炉汽包水位先低而后高。

7、锅炉主蒸汽温度升高。

8、主蒸汽流量下降。

原因：1、电气系统发生故障。

2、汽轮机主汽门调速汽门自行关闭。

3、发电机发生故障。

4、汽轮机保护动作。

处理：1、根据负荷下降情况，将烟气切至旁通烟道运行，防止锅炉超压。

2、开启对空排汽门，降低主汽压力。

3、加强对汽温、汽包水位的调整，保持汽温、汽包水位在允许范围内，必要时解列减温器。

4、立即恢复汽机3000r/min。

5、调整轴封供汽压力，开启汽轮机本体及抽汽管道疏水门。

6、开启凝结水及给水系统再循环门，调整凝结水及除氧器水位，必要时联系化学增加除盐水泵运行。

7、调整胀差在正常范围内，根据胀差变化趋势，决定是否投入新蒸汽至减温减压器供轴封供汽源。

8、停止一段抽汽。

9、投入排汽缸冷却水，调整排汽缸温度在60～70℃范围内。

10、检查辅机运行情况，发现有跳闸设备及时恢复运行。

11、全面检查正常后，汇报单元长，等待并列加负荷。

2、汽轮机甩负荷到零，危急保安器动作处理现象：1、来“发电机跳闸”光字牌并有音响。

2、负荷指示到零。

3、自动主汽门、调速汽门、抽汽逆止门关闭。

4、来“1号或2号危急遮断器动作”光字牌并有音响。

5、锅炉汽压急剧升高，蒸汽流量急剧下降。

6、严重时锅炉安全门动作。

7、锅炉汽包水位先低而后高。

8、锅炉主蒸汽温度升高。

9、主蒸汽流量下降。

10、主蒸汽压力升高。

处理：1、启动调速油泵。

2、确认主机无保护动作，重新挂闸，恢复机组转速3000r/min 运行。

3、开启凝结水及给水系统再循环门，调整凝结水及除氧器水位，必要时联系化学启动一台除盐水泵运行。

一起水电站甩负荷超压事件分析及建议

１，电站概况某水电站引水发电系统总体布置采用 “ 一管二机” ，共安装２台单机容量为１４ＭＷ的立式混流式水轮发电机组。引水系统包括引水明渠、上游压力前池、引水钢管及分岔管等主要建筑物，上游未设置调压井，厂房布置为地面式，尾水通过尾水渠（无压）排入河道。机组主要特征参
１０％至全关为缓冲行程，时间
２ｓ。
分段关闭装置
电气式，引导阀为电磁阀
表３．２ — ２和３．２－３计算表明，电站１＃甩负荷蜗壳升压超过计算值，２．事件经过ｓ造成，在电站甩负荷关机两台机额定负荷运行，１＃机组在额定水头ｌ６１ｍ甩额定负荷主要是分段关闭装置未按原设定值动作延迟２实际上只有第一段快关在起作用。１４．５５ＭＷ过程中，机组蜗壳实测最大压力上升达到１９８ｍ，超过该工况过程中，３．２．４分段拐点偏差ｌｓ时计算结果下原计算值８．８ｍ，增幅为４．６５％。考虑到电站机组分段关闭拐点出于各种情况会与原计算值产生偏３．事件分析差，以该电站考虑的工况３为例，计算分段拐点产生１ｓ偏移时机组转速及３．１事件原因判断根据电站提供事件过程记录数据分析，甩负荷过程中，分段关闭装压力上升情况。表３．２－４分段拐点偏差１ｓ时计算结果（１＃机）置在两段关闭的拐点位置并没有按照原设计开始第二段关闭，而是向后延迟了２ｓ才开始动作。也就是说，导叶在第一段快关的过程中，原设定的２．６ｓ被加长到了４．６ｓ（如下图规律ｌ示）。

大同第二发电厂事故分析

大同第二发电厂事故分析大同第二发电厂二号机组严重超速、设备损坏事故分析水电部西安热工研究所1986年5月课题编号：Bk86202工作起讫日期：1985年11月~1986年6月课题负责人：主要工作人员：参加单位：汽机室金属材料室报告编写人：房德明陈吉刚马誉钧张游祖报告校阅人：萧振德审批：汽机室主任工程师张游祖金属材料室主任工程师马士林批准：总工程师舒君展目录一. 前言二. 事故经过三. 设备损坏及解体检查情况四. 接长轴对轮螺栓损坏原因分析五. 叶片断裂原因分析六. 振动原因分析七. 超速原因分析八. 事故过程分析九. 结论一. 前言大同第二发电厂二号汽轮发电机组，系东方汽轮机厂生产的N200-130-535/535型中间再热凝汽式汽轮机。

出厂编号79021-12。

东方电机厂生产的QFQS-200-2型水氢氢冷发电机。

出厂序号第十三号。

84年12月29日在发电机电气故障甩负荷的过程中，由于严重超速而受到损坏。

中低压转子接长轴对轮螺栓断裂24根，轴系断为五段。

第26级叶片全部飞脱，1瓦、三瓦甩出，并引起油系统着火，造成机组严重损坏的重大事故。

事故发生后，我所受水电部生产司、科技司的委托，参加了由山西省电力局领导的事故调查委员会，并组织了汽机、金属材料专业人员对汽轮机严重超速、设备损坏事故的原因进行了调查分析。

事故发生的过程是短暂的，起因及发展涉及到很多方面。

由于现场记录表计不全、不灵，仅记录到事故过程中的主蒸汽压力变化及一段电气故障录波图，及目测到3830r/minH和4380r/min两个转速，未能提供对事故分析具有更重要意义的运行参数变化，事故过程中设备的实际状态以及事故全过程的时间序列等。

因而分析工作是根据设备的实际损坏情况，事故调查委员会提供的资料以及我所工作人员在现场调查研究的基础上进行的。

对主要损坏部件的接长轴对轮螺栓断口作了详细的金相分析，对第26级末叶片销钉进行了剪切试验，对叶片的强度、机组的振动响应及超速过程等均作了计算分析。

查找直流接地造成机组甩负荷、锅炉灭火事件分析

科技资讯 SC I EN C E &TE C HN O LO G Y I NF O R MA T IO N 学术论坛1 事件经过2010年10月1日3时10分,某火力发电厂#3机组运行正常,有功负荷为125MW,锅炉双吸双送运行,两台排粉机运行,锅炉给水系统汽动给水泵运行,电动给水泵在备用状态,机组协调控制系统在AGC方式下运行,机组各项监视参数均正常。

#4机组停机备用。

3时11分,运行人员检查发现直流电源绝缘监测装置故障(电压指示值为499V),不能有效监视直流系统接地情况。

3时15分用万用表在绝缘监测装置信号输入端测得直流系统直接接地。

为了确认是绝缘监测装置故障还是由于系统接地造成的表计失灵,将如下直流开关全部断开:#4机炉热控总电源、6k V4A段操作电源、0.4k V4A段操作电源、6k V3B段操作电源、6k V3B0. 4k V3B合闸电源、6kV4B段合闸电源、3机M K小间合闸电源、#4高厂变小间合闸电源、#4机故障录波器、#4发变组B柜、#4发变组C柜、#4机励磁微机电源、备励操作电源、#4机控制电源一、#3机控制电源二及保护电源一。

3时17分当运行人员断开#3机控制二、保护一直流电源开关后,调速系统“O P C动作”信号发,机组甩负荷,有功功率由125M W降至2.2M W,汽包压力升至15.9MPa,安全门动作,汽动给水泵掉闸,未联启电动给水泵。

3时20分汽包压力降至14.95,安全门回座。

汽包水位高Ⅲ值保护动作,锅炉灭火。

运行人员停止查直流接地,恢复直流电源系统。

3时28分锅炉点火。

3时30分负荷升至10M W。

3时35分负荷升至106MW,机组恢复正常。

2 原因分析2.1汽轮机甩负荷、锅炉灭火原因分析3时17分运行人员在没有通知检修人员退出发变组保护压板的情况下,断开了#3机控制二、保护一直流电源开关,机炉主要辅机直流控制电源失电,主要辅机合闸信号消失,发变组保护屏直流电源失电,5003开关位置继电器HWJ失电,合位信号消失,导致主油开关跳闸信号误发,热工保护装置收到了来自电气回路的“油开关跳闸”信号,热控保护回路的“自动主汽门关闭或油开关跳闸”保护动作,使调速系统OPC保护动作,快速关闭各调速汽门,导致汽轮机进汽量到零,各级抽汽逆止阀关闭,汽动给水泵转速快速下降,汽动给水泵实际转速与汽动给水泵控制器505装置的转速给定指令偏差过大,505装置发故障报警,致使自动停止汽动给水泵运行。