注册电气工程师经典案例剖析.doc

大家网电子工程师：http:/club.topsage.com/forum-593-1.html案例一一、牡丹江第二发电厂5号电机发电机组是从前苏联进口的215MW机组，电机发电机出口电压为15.75kV，采用单元制接线，经升压变与220kV系统相联。1995年对该电机发电机保护和励磁系统进行了国产化改造，将原保护改为微机保护，将原励磁系统调节器更换为微机调节器，而励磁方式仍沿用前苏联设计，为两极同轴励磁，励磁机采用自励恒压方式作为电机发电机的他励电源。1事故经过T11：00，5号电机发电机运行工况为：有功190MW，无功30Mvar，电机发电机转子电压210V，电机发电机转子电流1620A，励磁机定子电压520V，励磁机定子电流1600A。11：13，控制室内发出警报，电机发电机灭磁MK开关跳闸，励磁机灭磁LMK开关、6kVA段分支6501开关、B段分支6502开关和发变组高压侧2205开关未跳闸，机组没有解列。电机发电机有功负荷在155MW至175MW之间摆动，无功负荷降至-180Mvar，电机发电机转子电流为0，电机发电机定子电压降至11kV左右，5号炉1，2号排粉机跳闸，锅炉灭火。值长令减负荷至0后，拉开6501开关和6502开关，6kVA段备用分支6051开关和B段备用分支6052开关联投成功，倒备用励磁机，合电机发电机MK开关，电机发电机升压至额定值。运行人员立即对电机发电机各个部分进行检查。电机发电机保护发“励磁机差动保护”、“电机发电机失磁”动作信号，电机发电机励磁调节器发“电机发电机励磁限制动作”、“失磁异步运行”、“电机发电机励磁调节器故障”信号，信号可复归。电机发电机励磁系统的非线性电阻柜体有放电痕迹，其它无异常。为查清事故原因，保证电机发电机安全运行，值长请示省调机组解列。2故障查找根据5号发变组保护动作信息和5号发变组故障录波器的录波图判断为励磁机定子AB相接地短路，励磁机差动保护动作正确，理论上故障点应在励磁机差动保护范围内。由于励磁机CT二次线圈独立，录波器CT和励磁机保护CT在不同线圈，彼此不存在磁电联系，不可能同时发生CT二次故障，故障点应为励磁机调节PT、自励恒压整流变及连接电缆。为验证此推断，在5号电机发电机停运后，作如下检查和试验。(1)传动5号电机发电机励磁机差动保护回路正确，定值无误。检验励磁机CT变比及伏安特性均正常。(2)拆开励磁机中性点母排，且将励磁机调节PT、整流变与励磁机出口母线解开，测量励磁机定子线圈绝缘和直流电阻均合格。(3)测试励磁机调节PT绝缘合格，外观没有烧痕。(4)打开整流变电源侧及负荷侧连接电缆，整流变绝缘良好。整流变电源侧电缆绝缘A相对地2M剑籅相对地2M剑籆相对地1000M健W邢讣觳榈缋拢诮艨刻辜艽侄搪返恪(5)检查发现非线性电阻柜放电痕迹处的电阻组件与柜体最近距离只有1cm，小于规定间隙。试验非线性电阻技术参数，部分非线性电阻已经烧损。3原因分析(1)由于基建时将5号电机发电机励磁机出口的自励恒压整流变安置在电机发电机励磁小间外4.5m平台的铁构架上，电机发电机在运行时，铁构架振动很大，使整流变电源侧电缆与构架长期振动磨擦，电缆破损，造成接地短路，因此整流变安装位置不合理为事故发生埋下了隐患。(2)造成锅炉灭火的原因是5号电机发电机失磁保护配置不完善。由于电机发电机保护改造时没有对原保护的配置做认真研究，只知道该电机发电机在失磁时可以异步运行，就机械地延续下来，且将灭磁开关联跳发变组高压侧开关的回路取消，对失磁保护的其它出口，如减负荷、跳厂用分支也没有实现。因此电机发电机满负荷失磁后，保护不能根据运行方式自动地减负荷和切换厂用电，致使电机发电机有功负荷摆动，电机发电机深度进相。从录波图上看出，厂用电压下降至60额定值时，母线低电压保护动作，切除母线上唯一整定为低压65额定值、0.5s动作的排粉机，造成锅炉灭火。由于其它电机不接入母线低电压保护，或整定为低压45额定值、9s动作，因此没有切除。(3)停机后传动励磁机灭磁LMK开关，跳合闸正常，说明回路良好。从录波图中看出，励磁机A，B相短路电流只持续45ms，励磁机电压在短路时瞬间下降后立刻恢复。由于励磁机LMK开关未跳开，可维持励磁机的自励恒压，2205开关未跳开，也无法实现微机调节器的逆变灭磁，因此可判断相间接地故障为瞬间故障。试验测得励磁机差动保护动作时间为20ms，励磁机LMK开关跳闸时间为95ms，励磁机相间接地故障消失后，保护已返回，未达到LMK开关跳闸时间，因而LMK开关未跳开。由于电机发电机灭磁开关MK跳闸时间为25ms，因此能可靠断开。(4)非线性电阻放电烧损的原因主要是非线性电阻质量不过关，反向击穿电压过高，能容不足。当电机发电机接近满负荷时，灭磁MK开关跳闸，电机发电机转子线圈将产生较高反向过电压。但因非线性电阻击穿电压值过高，该反向电压不足以达到击穿值，致使非线性电阻承受相当高的电压，对柜体放电。当电压上升到一定程度时，非线性电阻导通，必将承受较大的续流，另外灭磁MK开关没能联跳2205开关，失磁电机发电机由于出现转差，定子旋转磁场还对转子励磁绕组感应交流电压，非线性电阻又叠加差频电流，导致其过载而烧损。4防范措施(1)将5号励磁机整流变移至电机发电机励磁小间，其钢筋水泥地面与厂房一体，振动较小。同时将电缆连接改为母排连接。(2)将电机发电机转子一点接地保护由9s改为0s发信号，这样若再发生上述故障，保护可随时发出信号，使运行人员提早做出判断，及时进行处理。(3)完善5号电机发电机失磁保护出口方式。根据关于大型汽轮电机发电机组失磁问题的若干规定和电力工程电气设计手册关于200300MW机组失磁保护的设计要求，并结合牡二厂系统的运行方式，重新整定失磁保护切厂用电和快速减负荷定值，保证电机发电机失磁时维持正常的厂用电压，防止锅炉灭火，并且加装电机发电机有功快减装置，实现快速减负荷功能。(4)将励磁机LMK开关更换为快速跳闸开关，保证励磁机快速灭磁，防止因励磁机永久性故障而扩大事故范围。(5)恢复灭磁开关联跳发变组高压侧开关的回路，实现逆变灭磁，使电机发电机满负荷时灭磁MK开关跳闸非线性电阻不承受差频电流;在非线性电阻组件和柜体间距较近的易放电端加装绝缘;非线性电阻应定期返回制造厂进行试验，使其保持良好状态。案例二：2、值班标准 本标准是根据某县供电公司加强科学管理的需要而制定的。 本标准在编写格式和规则上执行标准化工作导则(GB/T1)以及电力标准编写的基本规定(DL/T600一1996)。 本标准由某县供电公司标准化委员会提出并归口。 本标准由生产部起草。 主要起草人：陈军 审核：苏本宽 审定：陈元龙 批准：殷庆昌 本标准由总公司标准化委员会委托生产部负责解释。 某县供电公司企业标准 无人值班变电运行管理标 1范围 本标准规定了某县供电公司无人值班变电运行管理职责、管理内容与方法。 本标准适用于无人值班变电运行的管理工作。 2引用标准 下列标准包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文，本标准出版时，所示版本均为有效。所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。 (85)水电生字第68号关于颁发变电运行管理制度(试行)的通知中华人民共和国水利电力部1985-08-27 (80)电技字第26号关于颁发电力工业技术管理法规(试行)的通知中华人民共和国电力工业部1980-05-05 鲁电生?1994586号关于印发变电站无人值守集中监控系统运行管理等有关规定(试行)的通知 3职责 3.1生产部、企划部、人事部、检修公司、调度所对变电操作人员的安全、培训、设备管理、运行维护等工作实行专业管理。 3.2操作队负责无人值班变电站的运行管理，在行政和业务上调度所的领导;在运行操作事故及异常的处理上受当值调度员统一指挥。 3.3变电运行操作队各级人员的责任与权限 3.3.1操作队队长 3.3.1.1队长是操作队安全生产第一责任者，对全队的安全管理负有领导责任;在调度主任的领导下，负责操作队的全面管理工作并对调度主任负责。 3.3.1.2领导全队人员严格执行各项规章制度，做好运行管理工作，确保所管辖变电站的安全、经济运行。 3.3.1.3领导全队人员完成现场培训计划，开展岗位练兵，不断提高全队人员技术素质。 3.3.1.4领导全队搞好政治学习，不断提高政治素质，搞好团结、遵纪守法。 3.3.1.5负责大型停送电等复杂操作的组织落实及准备工作，并到现场亲自监督，确保操作正确无误。 3.3.1.6负责组织所管辖变电站的设备事故及异常的处理，必要时应亲自到现场。 3.3.1.7负责组织本队事故调查、分析、上报工作，并负责对本队发生的事故制定出防范措施。 3.3.1.8有权单独巡视所管辖的变电站设备。 3.3.1.9有权检查监督全队人员的工作，实行经济责任制考核。 3.3.1.10有权根据值班方式的要求编制操作队人员值班轮值表，并根据工作需要调配备值人员。 3.3.1.11有权召集非当值人员参加操作和事故处理。 3.3.1.12有权根据工作需要向全队人员布置工作。 3.3.1.13有权参加设备检修、基建、更改工程的验收工作。 3.3.2操作队副队长 3.3.2.1在队长的领导下，认真负责地做好分管的工作，对队长负责。 3.3.2.2协助队长抓好全队的安全管理、运行管理、设备维护。 3.3.2.3协助队长组织好倒闸操作和事故及异常的处理。 3.3.2.4协助队长处理好全队的日常工作。 3.3.2.5协助队长组织政治学习，做好思想政治工作，搞好队内团结。 3.3.2.6队长不在时，履行队长职责，值班时，履行值班负责人职责。 3.3.2.7有权单独巡视所管辖变电站的设备。 3.3.2.8有权根据分管的工作内容进行监督检查，并提出考核意见。 3.3.2.9有权根据调度命令操作所管辖变电站的设备。 3.3.2.10有权受理所管辖变电站的变电检修工作票。 3.3.2.11有权召集非当值人员参加操作和事故处理。3.3.2.12有权根据工作需要向全队人员布置工作。3.3.2.13有权参加设备检修、基建、更改工程的验收工作。3.3.3操作队技术员3.3.1.1技术员是全队的技术负责人，负责全队的技术培训和所管辖变电站的技术管理工作。3.3.3.2监督检查现场规章制度执行情况，参加较大停电工作和较复杂操作的监督、组织处理现场发现的技术问题。3.3.3.3负责检查督促各项技术资料记录、图纸的填写、审查分析、保持正确、完整、符合实际。3.3.3.4负责编制、修改现场运行规程。3.3.3.5按培训计划，完成全队技术培训和考核工作。3.3.3.6新设备投运前，负责组织人员培训和考试。3.3.3.7有权单独巡视所管辖变电站的设备。3.3.3.8有权对本队人员在运行维护、倒闸操作、事故处理等方面存在的技术问题提出改进措施，并进行监督检查和考核。3.3.3.9有权检查各值的记录，并监督其填写正规，完整，对不符合要求者责令其纠正。3.3.3.10有权检查全队人员现场培训完成情况，并向队长提出考核意见。3.3.3.11有权根据调度命令操作所管辖变电站的设备。3.3.3.12有权受理管辖变电站的变电检修工作票。3.3.3.13队长不在时，履行队长职责，值班时，履行值班负责人职责。3.3.4操作队值班负责人3.3.4.1带领本值人员严格执行“安规”和各项规程制度。确保本值人身和设备的安全。3.3.4.2领导本值按调度命令，正确、迅速地进行倒闸操作和事故处理及异常的处理。3.3.4.3领导本值及时发现或消除缺陷，做好设备维护工作。3.3.4.4管理和审查本值操作票、工作票，并参加验收工作。3.3.4.5审查本值记录，确保正确、完整、填写正规。3.3.4.6带领本值人员完成培训计划。3.3.4.7对本值运行管理、倒闸操作、事故及异常的处理，等各项工作负主要责任。3.3.4.8有权单独巡视管辖变电站的设备。3.3.4.9有权根据调度命令操作所管辖变电站的设备。3.3.4.10有权受理所管辖变电站的变电检修工作票。3.3.4.11有权按有关规程规定和值班工作内容及要求向本值人员发布工作指令。3.3.4.12有权拒绝执行明显违反安全规定的命令。3.3.4.13交接班发生疑问时有权向交班者提出，必要时向队长汇报。3.3.5操作队值班员3.3.5.1在值班负责人的领导下进行运行维护、倒闸操作、事故处理。3.3.5.2负责按时巡视设备，发现问题及时汇报。3.3.5.3负责填写各种记录。3.3.5.4负责检查、保管工具、仪表、钥匙、备件，发现丢失、损耗及时汇报并补充，确保充足好用3.3.5.5有权单独巡视所管辖变电站的设备。3.3.5.6有权按规定和调度调度员的命令操作所管辖变电站的设备。3.3.5.7有权拒绝执行明显违反安全规定的命令。3.3.6操作队兼职司机3.3.6.1负责值班车辆的驾驶和维护，保证处于良好状态。3.3.6.2按工作需要及时将工作人员运送至工作地点。3.3.6.3有权驾驶领导指定的车辆。3.3.6.4有权对车辆的管理、维护提出改进意见。3.3.6.5有权拒绝执行明显违反安全规定的出车命令。4管理内容与方法 4.1管理内容 4.1.1负责无人值班变电站的运行维护管理和技术管理。 4.1.2负责无人值班变电站的倒闸操作和事故及异常的处理， 4.1.3负责受理无人值班变电站设备检修工作票。 4.1.4负责无人值班变电站的安全文明生产实施和管辖工作。 4.2值班方式 4.2.1操作队分3个值，每值为3人，分别为甲值、乙值、丙值轮流值班，每值工作24小时，休息24小时。其他各值均上白班，负责设备的巡视和维护，当值期间，负责监听电话，接受调度命令，进行临时的倒闸操作，处理事故及异常情况。处理操作队的日常工作，负责设备特巡。 4.2.2操作队值班轮值表由队长编制，报工区批准并备案，未经批准，不得擅自变更。 4.3工作制度 4.3.1值班工作制度。 4.3.1.1值班人员在值班期间，应遵守劳动纪律，坚守工作岗位，不得迟到早退，如有特殊情况经队长批准可找人代职，履行并接手续后方可离岗。 4.3.1.2必须保证通讯，并通工具始终处于良好状态，如发生障碍必须及时向有关领导汇报。不得随意关闭通讯工具，不得将值班车辆调做他用。 4.3.1.3值班期间、工作人员应衣着整洁、穿工作服。不准穿背心、短裤、裙子、拖鞋、高跟鞋，女同志留长辫应将其盘拉在头上。 4.3.1.4严禁乱拆设备进行试验。 4.3.1.5值班期间不准干与工作无关的事情，不准在班上打闹或唱歌，不准用电话聊天。 4.3.1.6严禁酒后上班或在班上饮酒。 4.3.1.7夜间或星期天，如发生较大事故或异常情况，应立即通知队长或副队长。 4.3.1.8当值人员应保持值班室整洁，每日交班前应将值班室清扫擦洗干净。 4.3.2交接班制度。 4.3.2.1每日交接班，操作队全体人员均应参加，随时了解所管辖设备的运行方式，运行 状况等各方面情况。 4.3.2.2操作队全体人员应在每日交班前15分钟进入值班室，听取交班人员的交待。 4.3.2.3操作队交接班实行模拟系统与值班记录簿交接。当日工作人员如发现现场情况与交班者交待不符时，应立即汇报队长。 4.3.2.4正在事故处理和倒闸操作，不得交接班。 4.3.2.5交接班时如发生事故，应停止交接班，由交班人员处理，接班人员在交班负责人的指挥下协助处理。 4.3.2.6交班者应交等下列内容： a、运行方式; b、保护和自动装置的运行和变更情况; c、设备异常、事故及处理情况，缺陷消除情况; d、倒闸操作及操作预告： e、设备检修试验情况，安全措施布置，装设接地线号及地点; f、收到工作票份数及开工份数; g、上级命令、通知及运行有关的其他情况。 4.3.2.7接班者应检查下列内容。 a、核对模拟图与交待相符; b、检查值班记录及“两票”与交待相符; c、检查通讯、交通工具处于良好状态，车辆燃料充足，工具齐全; d、检查值班室卫生清洁，各类物品完整无损;4.3.2.8交接班负责人分别签名后，交接班结束。4.3.3设备巡视制度4.3.3.1变电站设备的正常巡视一般要求3天一次，特殊情况下不得少于4天一次。4.3.3.2设备巡视路线及周期表由队长编制，报工区批准，不得随意变更。如有特殊情况漏巡，事后及时补巡。4.3.3.3白天特巡由正、副队长安排进行，夜间和星期日特巡由当值进行，正、副队长或技术员参加。人员人足时，由队长召集预备队人员参加，特巡项目和要求按运行规程规定执行。4.3.3.4巡视人员应将巡视时间、站别、巡视内容及发现问题记入运行值班记录。4.3.3.5夜巡会诊检查由队长组织。每站每月最少一次。4.3.3.6巡视中如有紧急需要，巡视人员应立即停止巡视，参加处理紧急情况。4.3.4设备定期试验轮换制度。4.3.4.1中央信号、闪光装置、交直流绝缘监察、电压换相、主变温度、蓄电池组每次巡视时、切换试验测记一次。4.3.4.2同期装置、备用冷却器、备用冷却电源、线路重合闸装置每月上旬试验一次，重合闸试验前应征得调度员同意。4.3.4.3照明、绝缘工具、登高工具、消防设施每季未检查一次。4.3.4.4长期备用的站用变压器季未由队长负责向调度员办理申请进行充电，并接带负荷24小时，送电前应按规定测绝缘电阻。4.3.4.5防误闭锁装置结合停电每半年检查一次。4.3.5倒闸操作制度。4.3.5.1操作队的倒闸操作按值班调度员的命令进行，一般操作当值监护，复杂操作队长或技术员监护。4.3.5.2计划内的倒闸操作由队长根据人员情况安排进行。4.3.5.3临时操作由当值人员进行，操作任务较多，人手不足时，应汇报队长召集人员协助。4.3.5.4操作队使用的操作票正常情况下用微机打印、特殊情况可用钢笔或圆珠笔填写，应字迹工整，不得随意涂改。4.3.5.5倒闸操作使用的安全工具正常存放在各站固定地点。4.3.5.6倒闸操作应在现场进行模拟预演。4.3.5.7正常情况下，无人值班变电站所有运行或备用状态的开关，必须置于“远控”位置。由当值调度员进行“远控”操作。4.1.5.8设备停电检修时，由操作人员将需停电的设备置于“就地”操作位置，按调度命令进行就地操作。设备检修结束后，操作人应将“就地/远控”开关切换至“远控”位置。4.1.5.9设备停电检修过程，调度员需做“远控”试验时，应通知操作队值班员将“就地/远控”开关切换至“远控”位置，试验完后立即恢复。4.3.5.10事故处理时，操作人员应将“就地/远控”开关切至“就地”位置，按调度命令作。4.3.5.11倒闸操作的其它规定和操作票的管理按电业安全工作规程、山东省电力工业总公司“电气、热机两票执行的有关规定”和某县供电公司“变电运行管理标准”的有关规定执行。4.3.6工作票制度。4.3.6.1操作队值班员办理工作许可手续后，一般不留在现场，仍继续进行本队其他工作，检修人员如需做联动试验等需要操作队配合的工作，应由工作负责人和工作许可人共同约定比较合理的时间进行。4.3.6.2连续停电的检修工作项目，每日收工及次日复工，检修工作负责人均应电话通知工作许可人值班负责人，记入运行值班记录。4.3.6.3工作负责人变动，工作票延期，检修单位应持工作票到操作队办理相应手续。4.3.6.4工作终结，当日工作检修工作负责人应在工作结束前2小时通知许可人或值班负责人验收，多日工作提前一天通知。验收后履行终结手续。4.3.6.5工作票的其他规定和工作票的管理，仍按电业安全规程、山东省电力工业总公司“电气、热机两票执行的有关规定”，某县供电公司“变电运行管理标准”的有关规定执行。4.3.7设备缺陷管理制度。4.3.7.1巡视人员发现设备缺陷后，应将详细情况及处理意见填入运行工作质量监督卡和设备缺陷记录簿，并报告当值负责人。当发现严重缺陷时，应立即汇报调度及工区，当值应在力所能及的范围内进行处理。4.3.7.2缺陷消除后，值班人员应认真验收，并及时注销。4.3.7.3技术员应将缺陷发现及消除情况及时输入微机。4.3.7.4设备带缺陷运行时，队长应及时组织分析，并制定跟踪措施。4.3.8设备管理制度。4.3.8.1无人值班变电站的设备完好率达到100%，一类设备占90%以上。4.3.8.2无人值班变电站设备应分工管理，确定设备运行主人，定期开展工作，一般每周1次。4.3.8.3每季度末，操作队技术员应组织对所管辖的变电站设备进行一次评级工作。4.3.8.4操作队所管辖变电站的设备应符合某县供电公司“运行管理标准”的有关要求。4.4安全管理制度。 4.4.1安全活动每周一次，做到有内容、有分析、有措施、有记录。 4.4.2在各变电站备齐足够的合格的消防设备，要求布置合理。站内应有消防布置图，标明消防设备的名称、数量、放置地点，值班人员能够熟练使用。消防设备配置定额见附录A。 4.4.3在操作队值班室和各站备齐足够合格的安全用具，要求摆放有序、有编号、有记录、定期试验，并能正确熟练使用，安全用具配置定额见附录C。 4.4.4各站控制盘前应有明显的警戒线，盘上仪表应有极限红线，警告牌、标示牌设置得当、醒目。 4.4.5安全设施的布置应完善严密，遮栏绳、标示牌设置得当醒目，安全网门完整，加锁关闭。 4.4.6防潮、防小动物措施合理实用，防鼠挡板完整完损，孔洞封堵严密。 4.4.7操作队人员每年应进行安规考试，不及格者不准上岗。离岗三个月应经安规考试及格后方可上岗。 4.5运行分析制度。 4.5.1操作队每月进行一次综合运行分析活动，全面分析管辖变电站的运行情况。 4.5.2专题分析应根据需要随时进行。 4.5.3运行分析活动，全队人员应全部参加。 4.6技术管理制度。 4.6.1无人值班变电站的技术资料由操作队技术管理。 4.6.2操作队规程制度按部颁“110kV及以上变电所运行管理制度”要求配备。 4.6.3操作队使用的记录簿见附录k 4.6.4无人值班变电站现场存放的记录簿见附录D 4.7培训制度。 4.7.1操作队的现场培训由技术员全部负责。 4.7.2现场培训应做到有计划、有重点、切合实际。 4.7.3现场培训的形式应机动灵活，内容由浅入深。 4.7.4每月应对现场培训计划完成情况进行检查考核。 4.8文明生产 4.8.1无人值班站应保持室内外环境整洁，站内场地平整，搞好绿化、生产场地不存与运行无关的闲散器材和私人物品，特别是主控室、高压室内严禁储存粮油、食品，室内外照明充足，围栏设施完好。 4.8.2室内要做到客人明地净、设备清洁，各种记录簿和工器具摆放固定地点。 4.8.3操作队值班室的被褥定期拆洗，保持清洁。存放有序。 4.8.4随时关好大门及生活区小门。 4.9民主管理制度： 巡视操作队应重视并加强民主管理工作，设立“六大员”即：政治宣传员、安全员、材料保管员、核算员、培训员、生活管理员，共同管好操作队工作。 附录A(标准的附录) 无人值班变电站消防设备配置定额表 配备地点 消防器材名称 数量 主控室 4公斤(2公斤)1211型灭火器 3-5个 电缆沟 4公斤(2公斤)1211型或8公斤干粉灭火器 3-5个 主变 沙池 消防锨 40公斤以上干粉灭火器 每台一个3-5把 一台 开关室 4公斤1211型或8公斤干粉灭火器 3-6个 附录B(标准的附录) 操作队值班室安全用具配置定额表 序号 名称 数量 1 绝缘手套 4付以上 2 安全帽 每人一顶 3 绝缘靴 4双以上 4 验电器 应满足各电压等级最大需求 附录C(标准的附录) 无人值班变电站安全用具配置定额表 序号 名称 数量 1 接地线 每段母线一组，每条母线一组(有地刀除外) 2 绝缘隔板 10k某县供电公司V配备三块 3 安全标志牌 安全措施的最大需求量 4 防护眼镜 两副以上 3 围绳 安全措施的最大需求量 4 零克棒 应满足各级电压最大需求 附录D(标准的附录) 操作队具备的记录簿 D1值班运行工作记录簿 D2设备缺陷记录 D3钥匙使用记录 D4安全活动及运行分析记录 D5反事故演习记录 D6培训考试记录 D7班组建设记录 D8监督性巡视记录 附录E(标准的附录) 无人值班站具备的记录簿 E1继电保护及自动装置工作记录簿 E2设备检修试验记录 E3蓄电池测量记录 E4设备缺陷记录簿变电站设备改造、预试、定检工作四措计划 110KV*变设备改造、预试、定检 安全、组织、技术及环保措施 为保证通许110KV变设备改造、预试、定检工作顺利进行，特制定以下组织、安全、技术及文明施工措施。 一.组织准备： 本工程遵循工程技术规范，严格按项目法组织施工，并成立施工领导小组，组织协调局属各单位工作。并成立工程项目部，组织具有经验、技术精干、工作熟练的技术人员组建项目经理部，对本工程负责全面协调。 1成立工程领导小组： 组长：*、*、* 副组长：*、*、* 成员：*、*、* 负责协调各部门间的工作，解决工程中遇到的疑难问题，掌握工程进度，鉴定工程安装情况，对重大问题进行决策，不定期进行质量和安全检查。 2、成立项目经理部：(项目经理：*) 项目部职责：在施工领导小组的领导下，对整个工程的安装工作，以及各施工班组间的协调工作，进行全面指挥。 下设：技术组.安全组.施工组.材料组 2.1 项目经理：* 负责施工现场的全面领导、协调工作。 2.2 技术组： 负责工程四措的编制，材料计划申报，施工技术、方法、质量、工艺的监督、管理及工程进度管理，并负责施工自检验收工作。 组长：*成员：* 2.3 安全组： 负责施工过程中的安全监督和文明生产管理工作。 组长：*成员：* 2.4 施工组： 负责施工管理工作，进行项目细化并指定专人负责。 二次设备定检组长：*成员：保护二班 设备预试组长：*成员：试验班 刀闸改造组长：*成员：检修一班 2.5 材料组： 负责工程的各项材料计划报表、领取、保管及现场发放管理工作。 现场工具保管员职责：负责工具发放登记、工具回收清点 组长： *成员：* * * 2.6后勤组 组长：* 成员： 2.6 施工任务安排： 1.检修班负责110KV刀闸改造，配合试验班试验等工作。 2.保护班负责通1#及通2#主变保护定检、赵通2线路保护定检。 3.高压试验班负责通1#、通2#主变及其它110KV设备试验工作。 三.安全措施： 1.目标：工程期间保证零事故、零违章。 2.具体措施： 2.1现场总指挥和安全监察负责人应对人身和设备的安全起保证作用。工程施工工作开始以前，召集全体参加施工工作人员开安全工作会议，结合本次施工工作的特点，进行安全教育和宣布安全纪律。 2.2施工前组织学习本措施，做到分工明确，心中有数，严格执行工作票许可手续，危险点分析票制度。 2.3 在施工前施工负责人应向工作班成员详细交代安全注意事项与工作任务，作好事故预想。 2.4在施工期间，工具摆放整齐，工作现场经常清扫。 2.5用栅栏或拉绳带的方法，将安装现场与运行现场和其它施工现场分割开来，并挂上标示牌。无关人员互不介入。 2.6起重作业必须由取得操作合格证的专业人员进行。起重的指挥，由起重负责人统一指挥。其他任何人无权直接指挥起重机的运行。起重人员应了解起吊件的重量，尺寸和结构特点，并了解保证安全的特殊要求。 2.7吊车起重臂下严禁站人，应统一指挥，统一手势。 2.8车辆进入工作区工作时，应有专人指挥，防止碰撞设备;起重臂下严禁站人，应统一手势、统一指挥，并应检查起吊用具有无损伤，严禁使用带伤起吊用具。 2.9现场操作人员，必须坚持戴安全帽，在2.5m及以上高度作业时，应使用安全带。 2.10上下传递物件和工具时，应系绳传递，禁止抛掷. 2.11使用梯子时，在下端应有人扶持。 2.12临时施工电源应使用合格、齐全器具，并有专人负责，每天收工时断开电源。 2.13低压交流电源应装有触电保安器; 2.14在高处拆卸，装配可能跌落的零件时，必须至少有两人配合进行。 2.15施工现场严禁吸烟，酒后不准进入施工现场。 2.16所有工作人员在设备区不得任意撤除遮拦和表示牌，任何人不得移动，越过遮拦。 2.17每日收工必须清理现场，关闭施工电源。 2.18现场应备有充足的防火设备，应备足够的1211灭火器及灭火推车。 2.19施工中贵重物品及材料放入专门仓库中，做好防盗防窃工作。 2.20办好安全工作票，对危险点进行详细分析，严格落实安全工作票的实施工作。 2.21此次工程外工人员，应专门进行安全教育，合格后方可使用，并固定性配给施工班组，分配到人，实行安全责任制。四.技术措施： (一).施工准备： 1.工作准备： 1.1认真学习GW5-110刀闸项目安全作业指导书。 1.2认真组织学习电业工作安全规程，参加试验人员熟知电力设备预防性试验规程、电气装置安装工程电气设备交接试验标准和河南省电力公司关于电气设备预防性试验交接试验规程补充规定。 1.3编制施工组织和关键工序施工方案。 1.4编制材料计划。 1.5准备施工机械。 1.6努力实施事故预控方案。 1.7确定起重机安放的地点和方法，其底座一定要坚实，必要时需加垫木。 1.8设计电源线的布置方式，确定配电盘的安放位置以便各种施工器具的合理使用. 2.物资准备： 2.1领取110KV刀闸改造所需主材料和消耗性材料。 2.2准备施工所需工具、器材。 2.3 施工时，将工具摆放整齐，作业井井有序、文明施工，每天工作完毕后，按区域划分，施工班组及时清理现场，整理工具，提前为第二天的工作做好准备。 (二). 110KV刀闸改造技术要求： 1.先准备好施工用的工具，材料，包括拆装用的气割，电焊以及搬运工具等，准备好临时施工电源，确保施工中正常使用。 2.所有参加施工人员应熟悉现场设备及环境，熟知工作任务。工作时，工具应设专人管理，当天工作完成后清理现场，作到井然有序，文明施工。 3.将拆除后的刀闸运出工作现场，清理工作现场。 4.将新设备运至现场开箱验收，查清并放好配件及图纸材料。 5.在刀闸安装，搬运时要相互配合，小心进行，小心不要碰坏瓷瓶。 6.刀闸就位后进行调整，保证设备安全距离，操作灵活，各项技术项目符合要求。 7.认真做好现场记录工作。 8.安装后刀闸的各项试验按照验收规定进行。 五、环保措施： 1、目标： 在施工中和施工完成后，保护好施工周围地区的自然环境，最大限度地维持生态环境的原状。 A：固体废弃物处置率达到100%。 B：施工生产对环境的保护措施到位率100%。 C：保护植被、创建“绿色环保”工程。 2、措施： A：施工过程中，建筑垃圾、落地灰等及时处理，设备开箱时，拆箱板及其它废料及时清理、分门别类，布放整齐、做到工完、料净、场地清。 B：禁止直接焚烧各种垃圾，施工和生活垃圾运到当地有关部门指定的地点集中处理，严禁随意倾倒污染环境。 C：加强对施工人员的宣传教育，增强环境保护意识，项目安全员负责对施工环境状况进行日常监督检查，环保工作进行检查评比，评比结果计入奖金考核范围。 D：施工机械设备在投入施工前，必须进行认真检查，确保各部件处于良好状态，如发现机械设备漏油现象时，应及时维修，并在维修处采取与地面隔离的措施，确保废油不污染地面植被和土壤，直到将设备维修至符合环境要求后方可投入使用，以减少对地面的污染。 E：积极听取项目法人、监理，当地政府部门对工程环保工作的要求，协同各有关单位共同做好环保工作。 六、施工进度： 停电设备名称 时间 主要检修内容 备注 通2#主变、赵通2及线路、通112、通110东母 第一天 通2#主变预试、保护定检。赵通2甲及赵通2东刀闸完善化改造。 通2#主变、赵通2及线路、通112、通110东母 第二天 通2#主变预试、保护定检。赵通2甲及赵通2东刀闸完善化改造。赵通2开关预试、定检， 通2#主变、赵通2及线路、通112、通110东母 第三天 通2#主变保护定检。通112开关预试、检查处缺，赵通2甲及赵通2东刀闸完善化改造。 通1#主变、前通2线路、通110西母 第一天 通1#主变预试、保护定检，主变补油消缺。前通2甲、前通2东、通11西表、通111甲、通111西完善化改造。 通1#主变、前通2线路、通110西母 第二天 通1#主变预试、定检。前通2甲、前通2东、通11西表、通111甲、通111西完善化改造。 通1#主变、前通2线路、通110西母 第三天 通1#主变保护定检，通111开关、通11西表YH及避雷器预试，前通2甲、前通2东、通11西表、通111甲、通111西完善化改造。内蒙丰镇发电厂94年2号汽轮机大轴弯曲事故 (一)、事故经过 1994年2月13日2号炉过热器集汽联箱检查孔封头泄漏，2号机滑停检修。2月14日0时40分2号机加热装置暖管，0时55分负荷滑降至70MW，倒轴封，1时00分停高加，1时01分负荷降至50MW，停2号低加疏水泵，1时03分发电机解列，1时07分汽机打闸，1时14分投盘车，1时25分停循环泵做防止进冷水、冷汽措施。惰走17分钟，盘车电流36A，大轴晃动0.048mm，高压内缸内壁温度406，高压外缸内壁上下壁温416/399，高压外缸外壁上下壁温344，中压缸内壁上下壁温451/415。2月14日锅炉检修结束，21时00分点火升压。2月15日0时15分准备冲动。 冲动前2号汽轮机技术状况：大轴晃动0.05mm，整体膨胀20mm，中压缸膨胀12mm，高压内缸胀差1.0mm，中压缸胀差-0.3mm，低压缸胀差-1.1mm，高压内缸内壁上下温差0，表指示温度均为282高压内缸内上壁温度一个测点已坏(共4对测点元件)，热工人员将上缸温度表电缆也接在了下缸温度测点上，因此实际指示的全是下缸温度，高压外缸上内壁温度293，下缸内壁温度293，中压缸上内壁温度268，下缸内壁温度210。润滑油压0.11MPa，油温42，调速油压1.8MPa， 21时00分轴封送汽管道暖管(汽源由1号机2抽供)，22时00分轴封送汽，开电动主闸门旁路门暖管至主汽门前，22时15分开电动主汽门，关旁路门，管道疏水倒疏扩，22时17分投级旁路(减温水未投)、级旁路，22时40分法螺加热管道暖管。 冲动前蒸汽参数：主汽温度：左侧372，右侧377;再热汽温度：左侧340，右侧340;主汽压力：左侧2.7MPa，右侧2.7MPa。 0时35分开始冲动，0时37分升速至500转/分，2瓦振动超过0.10mm(最大到0.13mm)打闸停机，0时57分转速到零投盘车装置(惰走7分钟)，盘车电流34A，大轴晃动指示0.05mm。 经全面检查未发现异常，厂领导询问情况后同意二次启动。 第二次冲动前2号汽轮机技术状况：大轴晃动0.05mm，高压缸胀差2.5mm，中压缸胀差1.0mm，低压缸胀差2.7mm，高压内缸上内壁温度320，下缸内壁温度320，中压上缸温度219，下缸127，串轴-0.05mm。真空73.32kPa，油温40，调速油压1.95MPa，润滑油压0.108MPa。 第二次冲动的蒸汽参数：主汽温度：左侧400，右侧400;再热汽温：左侧290，右侧290，主汽压力：左侧3.5MPa，右侧3.5MPa。 3时10分冲动，3时12分转至500转/分，2瓦振动0.027mm，3时25分转速升至1368转/分，3瓦振动0.13mm，立即打闸，开真空破坏门，3时40分投盘车装置(惰走15分钟)，盘车电流34A，做防止进冷汽措施，大轴晃动指示0.05mm。 6时30分抄表发现晃动表指示不正常，通知检修处理(晃动表传杆磨损，长度不足与大轴接触不良)，9时0分处理好，晃动传动杆处测的大轴实际晃动值0.15mm，确认大轴弯曲。 解体检查设备损坏情况：高压转子调节级处是最大弯曲点，最大弯曲值0.39mm，1-2级复环铆钉有不同程度磨损，高压缸汽封18圈被磨，隔板汽封9圈被磨，磨损3.5mm均更换。 (二)、原因分析 1、2月14日机组停运后，汽机缸温406，锅炉的低温(350)蒸汽经轴封供汽门漏入汽缸，汽缸受到冷却，大轴发生塑性弯曲(为防止粉仓自燃，2月17日锅炉点火烧粉压力升至0.5MPa时，发现轴封供汽门漏汽)，解体检查发现轴封供汽门不严密。 2、第一次启机时和第二次启机前大轴晃动度指示一直为0.05mm(实际大轴晃动表传动杆磨损已不能真实反映出大轴晃度的实际值)，运行人员没有及时分析和发现大轴晃度表失灵，造成假象。 3、第一次冲动按规程热态升速，2瓦振动超过0.1mm，最大至0.13mm。打闸停机后在没有查清2瓦振动真正原因的情况下又决定第二次冲动，使转子弯曲进一步加大，停机盘车过程中发现有金属磨擦声。 (三)、暴露问题 1、大轴晃度表传动杆磨损、损坏。在两次启机前大轴晃度值一直是0.05mm没有变化，启动时又没有确证大轴晃动表的准确性，误认为大轴晃度值0.05mm为合格，反映出在工作中存在麻痹思想。 2、高压内缸内上壁一个温度测点元件损坏，热工就将其温度表电缆并接在高压内缸内下壁温度测点上，使得高压内缸内壁上下温差不能真正地反映出来。 3、执行规程不严格。第一次启动过程中，2瓦振动超过0.1mm(最大0.13mm)，打闸停机后，没有认真分析找出原因和进一步确定主要表计(如大轴晃度表、缸温记录表)的准确性，也没有采取一定的措施，盘车不足4小时，就盲目地进行第二次启动。 4、生产管理存在问题，如运行人员监盘抄表不认真、停机后维护质量差，在高压缸进入低温蒸汽后，至使缸温记录表不能反映出缸温的变化;运行人员分析能力差，停机后高压内缸内壁上下温差一直为零，运行人员没有认真的分析和及时发现问题;2号机大轴晃动表传动杆早已磨损一直无人知道，轴封供汽门不严未能及时处理。 某热电厂4号炉断水烧干锅造成水冷壁大面积损坏的重大事故 1事故经过：1997年12月16日9：04分-9：25分，热电厂4号炉型号为SG-1025/18.3-M834，强制循环炉发生一起断水烧干锅，造成水冷壁大面积损坏的重大事故。 事故前运行方式：4号机组带150MW负荷，两台汽泵给水，三台高加均投运。 8：45分机组协调控制系统美国MAS控制公司发出给水流量，蒸汽流量与定值偏差大的报警信号，水位，汽压，汽温波动大;解除协调，改手动调节。 9：04分2号高加因水位高，开危急放水阀50后，仍因水位高跳开，CRT显示给水已走旁路，但汽温，水位继续下降，加大给水仍无效。省煤器入口压力已降至11MPa。 9：08分-9：09分B，C两台炉水循环泵因出入口差压低报警并跳闸;A泵报警未跳闸，直到9：25分人为停泵，才联动MFT动作，锅炉灭火。此时，CRT水位在-328mm范围内小幅度变化，给水流量336t/h，电接点水位为-300mm，9：35分打闸停机，停机后汽包水位，给水流量仍有显示。 4号锅炉在高压加热器入口三通筏故障，锅炉断水，低水位保护和后备保护失效情况下，由于人员判断错误，致使锅炉较长时间在断水状态下运行，导致水冷壁多处爆管，大面积过热损坏，经检查标高18m-44m之间水冷壁严重变形，最大变形达200mm;可视爆口7处，分隔屏过热器下部管排过热变形严重。初步估计直接经济损失约312万余元，修复工期99天，构成重大事故。 事故原因： 1高加入口门三通阀电动头传动机构故障，造成锅炉断水事故。高加保护动作后，由于高加入口门三通阀电动头与阀芯传动机构固定键脱落，致使电机转而阀芯不动。当电机空转到限位后，高加出口门联锁关闭，而实际上旁路门并没打开，但CRT画面上却显示旁路通，造成汽包实际处于断水状态。这是事故发生的起因。 2汽包水位计测量误差致使汽包低水位保护拒动，造成事故扩大。该炉有3个水位计。就地水位计水位TV可视范围 /-200mm，电接点水位计 /-300mm，CRT中带保护的差压式水位计量程 /-400，保护定值为： 300mm，-384mm.所以当水位变化到-300mm以外时，就地水位计和电接点水位计就失去了监视作用，而CRT中差压式水位计虽可全量程显示，但由于厂家温度补偿设定等原因造成偏差过大。后经分析，试验，该差压式水位计温度补偿，厂家给定值是50度，由于加上保温投上伴热后，可使温度升至130度，受此温差影响，可使水位虚高108mm而热工人员没有按规程规定，以就地水位计0水位进行校正。所以，在锅炉实际断水时，还显示-328mm，造成保护拒动。当锅炉水循环破坏后，B，C水循环泵相继差压低跳闸，而A循环泵因测量系统故障后，没有采取有效的替代措施，失去了保护功能，只发出差压低报警，未跳泵，导致了MFT未动作，使事故闯过了后备保护的最后一道关口。为此，汽包低水位保护拒动，炉水循环泵A未跳导致MFT未动作，是造成事故扩大的一个重要原因。 3运行人员判断失误，使事故没能有效制止，最终酿成大错。锅炉断水后，给水流量计始终有350t/h的流量显示，电接点水位计始终有-300的水位显示，差压水位计始终显示-328，并且保护未动，这些都给运行人员一个误导。但有些信息已经正确的显示锅炉断水，如三台炉水循环泵，B，C泵由于差压低跳泵，A泵差压低过限并报警，已提示锅炉水循环破坏。同时，值班员也发现高加出口门关闭，入口门开，旁路没打开，也可以证明锅炉断水。然而值班员没判断出锅炉已经断水应该停炉，而是立即派人去手摇高加出口门，加大给水，企图恢复水位。运行规程规定，当汽温两分钟下降超过50度时，应立即打闸停机，从9：08分到9：12分，四分钟时间，该炉汽温从538度，下降至358度，平均每两分钟下降90度。运行人员发现后违反规程没有采取紧急停机措施，所以运行人员错误判断，违反运行规程规定，是这次事故扩大的主要原因。 事故教训： 1干部和职工没有认真坚持安全第一，预防为主的方针，在安全管理工作上存在着严重的偏差。一是忽视为了抓安全保证体系的工作，没有切实抓好职工的安全教育和安全培训，没有真正落实各级各类人员安全生产责任制和各项安全措施，致使在安全生产方面接连出问题，最后酿成12，16这样严重的事故。二是在保人身，保电网，保设备和保安全记录问题上主次不分，所以在这次事故中，当主汽温度急剧下降时，运行人员未能按规程规定紧急停机。反映出，平时在抓安全生产工作中，强调保安全记录多，对职工保人身，保电网保设备的事故处理原则教育不够。 2设备责任制落实不到位。在这次事故中，由于A炉水循环泵测量系统故障，致使事故闯过最后一道保护关口。A泵在1997年10月份因测量系统故障原因须停炉处理，于11月17日转为二类缺陷后，没有进行全面系统的分析，在保护退出后没有采取任何替代措施。 3对大机组保护，自动化的重视程度不够，没有认识到大机组的安全运行必须由设备，自动，保护的高度可*性来保证。技术管理不扎实，不深入，对影响安全生产的关键性技术问题研究解决不够。本次事故水位计偏差大，锅炉保护拒动，反映出设备专责人，工程技术人员工作不到位，缺乏认真负责的精神。 4规章制度不健全，执行贯切不严肃。运行人员在主汽温度急剧下降的情况下，未按规程规定打闸停机，反映出职工执行规章制度不严格。 5对设备的一些重点，难点问题缺乏研究。而热工人员对所管辖设备的技术性能没有完全掌握，对水位计偏差出现的后果认识不深，措施不力。由此可见，职工的业务素质急需提高，反映出各级领导和专业管理人员对培训工作不重视，致使技术培训，安全培训缺乏力度。 6暴露的设备问题，也是非常值得总结，记取的。该炉水位计配置不尽合理，就地水位计量 /-200mm，电接点水位计量程 /-300mm，仅CRT水位计量程 /-400mm，而保护定值是 300mm，-384mm，在非常情况下，缺乏充分监视和比较分析的手段，给水流量计在极小流量下给水流量实际是开启了一点有错误显示，高压加热器出入口门联锁判据单一，仅依*电动头内限位，可*性差，水位保护定值与量程之间的裕度太小，该炉低水位时仅4