330MW机组事故案例汇总(电气).doc

330MW同类型机组事故案例汇总学习第四节 电气专业案例分析案例一：进行50%甩负荷试验导致机组失磁1、事故经过及处理情况：2007年08月，某厂#2机组进行50%甩负荷试验，试验前#2机有功308MW， 6KV 2A、2B、2C均由启备变接带；解除电跳机、炉跳机保护。12:52调总令#2机组进行甩50%负荷试验，12:52:36手动打D磨煤机，总煤量90T/H，12:52:42手动打A磨煤机，总煤量60T/H，12:52:44手动开启锅炉B侧PCV电磁泄放阀（A侧PCV电磁泄放阀缺陷，开启不了），12:52:46手动断开灭磁开关，发电机未解列，发现#2发电机失磁，立即手动按发电机出口断路器（5021、5022）紧急跳闸，发电机解列；12:52:49手动将A汽动给水泵打闸，汽机最高转速到3081rpm，锅炉B磨维持运行；12:58:06，B一次风机跳闸，首出为一次风机喘振，12:58:27调试廖总令手动MFT停炉，手动将汽机打闸，各联锁正常。经了解手动断开灭磁开关发电机未解列为调试电气人员将灭磁联跳压板退出所致。#2发电机失磁，引起#1、2机组部分参数大幅波动，#1发电机无功功率由-2.6 MVAR突变至359 MVAR，机励磁电流由3078.5A突变至5035A；2发电机由4.8 MVAR突变至539.6 MVAR，机定子电流由9026A突变至20319A。2、暴露问题原因分析：事故发生后,组织有关专业人员进行分析认为：做#2机组甩50%负荷时#2发电机失磁，导致#1、2机组部分参数大幅波动，对#1、2发电机带来隐性的损伤，影响了发电机的寿命。#2发电机失磁，主要有以下原因为：2.1做甩负荷试验的试验方案不具体，调试准备不充分，在运行方式发生变化后，没有及时修改试验方案。2.2试验人员之间对试验方案不清，没有统一，甩负荷试验没有及时汇报准备完成情况，缺乏统一指挥。2.3在试验前没有认真地进行技术交底，特别是在试验开始前各试验组准备情况没有向当班运行人员交待清楚，而且对是采用灭磁开关来实现甩负荷，还是采用直接断发电机出口开关实现甩负荷没有向当班运行人员交待清楚。2.4 #2机组做甩负荷试验，试验人员解除2发变组保护A、B屏内“灭磁开关联跳”保护压板，未向运行当班人员交待清楚，违反了保护压板投退规定。2.5当班运行人员没有认真了解试验措施方案，没有做好事故预想。3、防范及预防措施：1、切实做好试验方案并会审，调试人员对试验方案要认真仔细的研究，各专业组之间要密切配合。2、试验负责人要认真履行职责，严格汇报制度，各专业组必须服从统一指挥。3、试验负责人要根据试验方案对相关人员进行专业技术交底和安全技术交底。4、试验中的所有操作包括保护压板的投、退均由当班运行人员执行，试验负责人加强监护、指导。5、当班运行人员根据试验方案做好相应安全措施，并作好事故预想案例二：发电机滑环冒火被迫降负荷处理 1、事故经过及处理情况：1988年1月22日黄台电厂7 号发电机在运行中发现集电环有冒火现象，经检修维护后消失，27 日 11 时许又冒火严重，经处理无效于 14 时 30 分，经调度同意负荷降至 250MW，16 时又降至 130MW，经处理冒火消失，此时测负极电刷，“导电率”很低，有的只有 13A，尚有的无电流。即更换 26 块(共有 36 块)炭刷，更换后电刷电流达 60150A，正极也有类似情况，只是数量较少。于 22 时负荷恢复至 230MW 以上，电刷仍无冒火情况。经查发电机集电环原电刷(系制造厂随机带来)有部分刷角破碎，有的刷辫接触不良，导电率低，更换 DSl72 电刷 26 只后运行正常。2、暴露问题原因分析： 1、发电机集电环原电刷冒火的原因一是制造厂提供的电刷质量不好。该电刷在试运中曾发生过正、负极电刷温度过高和冒火，经施工单位维护处理后虽消除了冒火，但负极温度仍高，经电厂处理后有所好转，但1月 22 日又出现冒火现象，经多次维护处理于 27日11 时许，又因冒火严重，处理无效而减少负荷，处理中发现电刷破碎，负极电刷导电率大部分偏低。这次更换了哈尔滨产品 DSl72(共 26 块)以后，运行良好。其二是安装施工单位在安装时电刷压力调整不匀也是一个原因。 3、防范及预防措施： 1、提高电刷制造质量，购置电刷要选择优质牌号，要严格质量验收。 2、加强集电环炭刷的运行维护，对新人员要进行电刷维护的技术培训。 3、提高电力建设安装施工质量，同时要严格按电力建设施工标准要求进行质量验收。案例三：沙岭子电厂 1 号发电机定子相间短路事故 1、事故经过及处理情况：沙岭于发电机厂 1 号发电机型号为 QFSN3002，是东方电机厂 1988 年制造。1994 年 5 月 15 日 18：31，该机主盘发出“定转子接地信号”，后经检查为定子接地保护时间继电器出口信号灯亮，灯复归不了。在检查发电机系统时，该机于 18：36 跳闸停机，从定于接地保护动作到机组跳闸间隔 5min。离盘“发电机纵差”、“发电机一变压器纵差”、 “发电机转子过电压”、“定子匝间及“主汽门关闭”等事故信号发出，随后发电机“断水”光字牌亮。打开端盖检查，在励磁机侧发现，A 相过渡引线并联块处严重烧损，在 A1 过渡引线绝 缘表面有一条从接头烧损处到绝缘支架的明显爬电痕迹，宽约 lOmm，深约 12mm，长约 600700mm。与 A 相同一位置的 B 相并联块绝缘盒已炸裂，B2 接头及软联接头螺钉部分 铜线烧熔。C 相 38 号槽接头引水管锥体部分铜线烧断，其对应内端盖上有一条烧熔的沟， 烧熔的沟处在内端盖绝缘板之接缝处。此外，内端盖 3 点位置处 2 条固定螺栓烧熔，对应内 端盖螺孔也烧伤，螺栓处绝缘烧坏。 2、暴露问题原因分析：事故后检查过渡引线并联块的绝缘盒，盒内绝缘填料不满，过渡引线铜线有外露，部分接头绝缘不良，运行中机内油污及氢气湿度大等情况形成爬电接地，而导致相间短路。 过渡引线并联块的绝缘盒是安装单位在现场安装，由于安装空间小，加上结构设计有缺陷，以致留下绝缘缺陷，而在通常交接的交、直流耐压试验中又难于发现此缺陷，而留下事故隐患。3、防范及预防措施：3.1加强设备安装、验收环节，在设备安装时发现隐患因及时上报处理；3.2加强设备监造环节，在设备监造过程中发现不符合标准的应及时联系厂家处理。案例四：运行人员擅自传动发变组保护装置，造成机组跳闸1、事故经过及处理情况：1月8日某厂，#3发电机有功85MW。运行人员XX一人到#3发-变组保护屏处学习、了解设备，进入#3发-变组保护A柜WFB-802模件，当查看“选项”画面时，选择了“报告”，报告内容为空白，又选择了“传动”项，想查看传动报告，按“确认”键后，出现“输入密码”画面，再次“确认”后进入保护传动画面，随后选择了“发-变组差动”选项欲查看其内容，按“确认”键，#3发-变组“差动保护”动作出口，#3发-变组103开关、励磁开关、3500开关、3600开关掉闸，3kV5段、6段备用电源自投正确、水压逆止门、OPC保护动作维持汽机3000转/分、炉安全门动作。2、暴露问题原因分析：事故原因为运行人员在查看3号发-变组微机保护A柜“保护传动”功能时，越权操作，造成发-变组差动保护出口动作。继电保护装置密码设置为空，存在人员误动的隐患。是事故的次要原因。运行人员无票作业，且未执行操作监护制度。该事件违反了两票管理工作规定，无票作业。该公司防止二次系统人员三误工作规定执行不到位，继电保护密码管理存在漏洞。运行人员安全意识不牢固，盲目越权操作。运行人员技术水平不高，对操作风险无意识。3、防范及预防措施：1、 加强对运行人员的技术培训，并吸取此次事故的教训。2、 认真对照公司防止二次系统人员三误工作规定进行落实、整改，进一步完善制度。3、 加强“两票”管理，各单位要严格执行两票管理工作规定，严禁无票作业。4、 加强对运行人员安全教育和遵章守纪教育及技术培训，并认真吸取此次事故的教训，不要越限操作。5、 继电保护人员普查所有保护设备，凡有密码功能的一律将空码默认形式改为数字密码。完善警告标志，吸取教训。完善管理制度，加强设备管理。案例五：PT保险熔断造成机组跳闸1、事故经过及处理情况：12月13日6时09分，某厂1机组正常运行中“发电机定子接地保护动作”光字牌亮，主开关跳闸，发电机解列，联跳汽轮机、锅炉。厂用6KV快切装置切换成功。全面检查发变组一次回路无异常，发电机绝缘合格。经检查3PTA相一次保险熔断，PT本体无异常，更换保险后，机组恢复启动。2、暴露问题原因分析：3PT A相一次保险熔断，保护出口未闭锁，造成机组解列是这次事件的主要原因。发电机PT一次保险熔断性能不良，发生了熔断；定子接地保护设计不合理，定子基波零序电压应取自发电机中性点。此事件暴露出以下问题（1）保护设计存在不合理；（2）保护闭锁逻辑存在缺陷，PT断线不能正确判断并闭锁。（3）PT一次保险存在质量问题，未能及时发现。3、防范及预防措施：3.1将发电机定子接地保护装置中基波零序电压从发电机中性点取；3.2改进PT断线判据，增加报警、闭锁逻辑；3.3购置正规厂家，经有关权威检验机构认证的熔断器；3.4更换发电机出口PT一次保险前，测试PT一次保险三相阻值相近；3.5加强对发电机出口PT保险座的维护检查。案例五：励磁整流柜滤网堵塞，造成机组跳闸1、事故经过及处理情况：5月25日13：20 分某厂#3机组出现“1DL主线圈跳闸”、“1DL副线圈跳闸”、“汽轮机跳闸”、“MFT”光字牌亮，#3机2203主开关、灭磁开关、厂用工作电源63A、63B开关跳闸，厂用备用电源03A、03B开关联动成功；#3机组CRT报警信号：“励磁报警”、“风扇故障”；#3发变组保护动作信号：“励磁系统故障”保护动作；#3机励磁调节器AVR面板动作信号：“整流桥冷却系统报警、“辅助系统退出”、“整流桥故障”、“整流桥过热”信号。检查发现12：20分，#3机组DCS电气开关量报警信息画面 “励磁报警”、“风机故障”报警未及时发现。13：50分，清扫完#3机#1#3励磁整流柜门滤网，打开整流柜门降温，复归励磁调节柜AVR面板信号，14：58分定速，15：15分#3发电机升电压正常，15：35机组并网运行。2、暴露问题原因分析：#3机励磁整流柜门上通风滤网灰尘较多未定期清扫，风机故障导致#2整流柜退出运行，励磁电流自动转移到#1、#3整流柜运行，接着导致整流柜温度过高，致使整流桥被闭锁，励磁系统故障造成机组跳闸。12：20分，#3机组DCS电气开关量报警信息画面 “励磁报警”、“风机故障”信号未及时发现，使励磁整流柜异常未得到及时发现处理，导致13：21分#3机励磁系统故障保护动作跳闸。暴露出定期工作执行不到位，励磁整流柜滤网未能按规定周期定期清扫。声光报警不完善、直观。风机故障信号未能及时发现。运行人员对画面巡回检查不到位。3、防范及预防措施：3.1认真落实各级人员岗位责任制，严格执行各项规章制度。3.2加强对各项规章制度执行情况的检查力度，对发现问题严肃追究责任。3.3针对主要设备异常报警设计不合理，对主设备异常报警完善为声光报警。案例六：励磁变温度保护误动，造成机组跳闸1、事故经过及处理情况：6月12日17：25分 ，某厂巡检人员就地发现#3机励磁变温控装置面板上温度变化在33160乱闪，用对讲机汇报机组长的同时“1DL主线圈跳闸”、“1DL副线圈跳闸”、“汽轮机跳闸”、“MFT”光字牌亮，#3机2203主开关、灭磁开关、厂用工作电源63A、63B开关跳闸，厂用备用电源03A、03B开关联动成功；#3机组CRT报警信号：“励磁变温度过高跳闸”；#3发变组保护动作信号：A、B柜发“发电机失磁保护动作”；#3机励磁调节器AVR面板动作信号：“外部指令跳灭磁开关”信号。17：30分，检查励磁变未发现异常；查看#3机故障录波器事故报告：励磁变电压电流正常；查看DCS事故追忆系统和故障录波器均为“励磁变温度高跳闸”；检查开入发变组保护装置的“励磁变温度高”控制电缆绝缘电阻均合格；使用对讲机对励磁变温控装置进行抗干扰试验，发现使用对讲机会造成励磁变温控装置误动。退出“励磁变温度高跳闸”保护，19：50分定速，20：13分机组并网。2、暴露问题原因分析：运行人员就地巡检#3机励磁变，使用对讲机干扰使#3机励磁变温控装置示数33160乱闪，造成#3机组“励磁变温度高跳闸”。设计上励磁变温度130报警；150全停。暴露出反措执行不到位，变压器压力释放、线圈温度高等辅助保护出口不得投跳闸方式。电子设备抗干扰措施不完善。3、防范及预防措施：3.1变压器压力释放、线圈温度高等辅助保护出口不得投跳闸方式。3.2加强励磁变温控装置的巡检。3.3完善电子设备抗干扰的措施，规范现场通讯设备的使用。装设在励磁变温控装置面板前1米范围内禁止使用通讯工具标示牌。案例六：励磁机过负荷反时限保护动作停机1、事故经过及处理情况2008年7月3日14时45分, 运行人员增加2号发电机机端电压给定值（Ur）。14时45分49秒左右，励磁调节器发“V/F报警”信号，外部“增加励磁”无效，46分22秒,302励磁机过负荷反时限保护动作出口，发电机与系统解列，后经查励磁调节器A套和B套是励磁PT和仪表PT交叉接线的，PT回路无问题。2、暴露问题原因分析：机端电压给定（Ur）人为连续增加，引起励磁机过负荷反时限保护动作是主要原因。暴露出运行人员的操作随意性大，对操作后果不清楚。对励磁调节器发“V/F报警”信号都不关注，反映出运行人员理论水平较差，事故处理能力不高。当无功负荷及励磁系统参数有异常变化的情况时，应立即到励磁调节器处，观察电压给定（Ur）及其它运行参数的变化情况，进行必要的减磁操作。3、防范及预防措施：3.1加强运行人员的技术培训，增加知识面。3.2当无功负荷及励磁系统参数有异常变化的情况时，针对不同情况进行处理。3.3对运行人员要严格管理。案例七：220千伏A相接地造成差动保护动作停机1、事故经过及处理情况2008年3月7日， 2号机组正常运行，负荷120MW。9点49分，2号机组发变组差动，线路保护动作，2号机组停运。跳机前，电力试验研究所来做定期试验，没有办理工作票，测量PT二次回路压降（8点26分开工），从220KV PT室（约高15米处）至保护室（9米）拉一根测试电缆，试验接线前，电缆突然荡至220KV 开关室引线，造成A相接地，差动保护动作停机。2、暴露问题原因分析：实验人员措施不完善，电缆没有固定，造成220KV引线 A相接地。暴露出设备管理人员现场监管不到位，违反了两票管理工作规定，无票作业。试验研究所实验时没有针对性的危险点控制措施，没有防范措施。3、防范及预防措施：3.1定期试验应办理相关工作票，现场作业必须设置专职安全员。3.2认真做好危险点控制措施。3.3设备管理人员要深刻反思，提高自己的管理水平。案例八：查找直流接地，造成机组跳闸1、事故经过及处理情况：9月17日15:00，#1机组直流系统接地故障报警，通知工程部处理。19:55工程部继电保护班发查找直流系统接地工作票。在进行直流负荷拉合试验过程中，拉开B屏直流电源后，失步解列保护便启动了A屏装置，发电机“失步解列”保护动作，发电机解列，大联锁动作汽机跳闸，锅炉MFT。发变组保护柜直流线路图，见上图2、暴露问题原因分析：保护班在查找直流接地过程中，拉开B屏直流电源，A屏电源、等效电阻2、重动4、压板、100K电阻、光耦便形成回路，外部重动4动作，失步解列保护便启动了A屏装置。暴露出保护班技术水平差，对自己管辖的设备构造不清楚。系统隐患没有早期发现，工程部管理不到位。严重违反关于25项反错中的防止继电保护事故“直接接入220 kV及以上电压等级的发电机，两套相互独立电气量保护装置的工作电源，应分别经熔断器(或直流空气小开关)取自不同直流电源系统供电的直流母线段”的规定。3、防范及预防措施：3.1将失步解列保护A、B屏的电源彻底分开。3.2积极排查类似缺陷，防止同类事件再次发生。3.3加强学习，提高技术水平。案例九：查找直流接地，造成机组跳闸1、事故经过及处理情况：11月6-8日，1号机组直流系统发生负极接地，检修人员多次对直流接地故障进行查找，均未查找到真正的接地点。11月8日20时，采用拉路法继续查找直流电源接地故障。20时21分20秒，拉开汽机保安段直流控制电源,约5秒后合上，20时21分26秒，1号机汽机保安段工作电源开关B跳闸，工作电源开关A未联启，汽机保安段失电造成A、B小机交流润滑油泵跳闸，联启直流油泵正常，但直流油泵出口压力不够，造成A、B小机润滑油压低至0.025MPa相继跳机(动作值为0.08MPa)，联启电动给水泵，但由于电动给水泵辅助油泵未启动（电源取自汽机保安段），20时21分28秒电动给水泵跳闸，20时21分39秒1号机组MFT动作熄火，首出为“机组负荷大于30%，且给水泵均停”。2、暴露问题原因分析：安全措施不到位，运行、维护人员在进行缺陷处理时，没有对系统进行认真分析，没有采取相应的预防措施，断开保安段直流控制电流，造成汽机保安段失电，引起机组跳闸。设备、回路存在重大缺陷是事故的直接原因。控制直流断开后，开关跳闸；开关跳闸后备自投未动作。暴露出现场工作前，危险点分析、控制措施不到位。保安电源负荷分配不合理：本厂汽机、锅炉保安段只有一段，未进行分段，汽机、锅炉的重要负荷均集中在同一段上，一旦母线失电，就会造成汽机、锅炉重要负荷全部失电。3、防范及预防措施：3.1在今后的检修维护中加强危险点分析,完善安全措施,做好工作人员交底。3.2开关“备自投”动作不成功，应修改ECS中逻辑。3.3综合保护装置存在问题需进行清理。3.4 611B开关未正常跳闸，应咨询厂家及相关使用单位，查找原因，运行做好事故预想及反措。3.5运行加强现场培训，进行现场查找电源的专题培训。案例十：检修工作不当，造成机组跳闸1、事故经过及处理情况：12月8日11:53 ，检修人员持票进行安229出线更换，过程中，安229引线与220kV下母线放电，造成220kV下母A相母线单相接地故障，母差保护动作，引起安2210开关跳闸，#10机组跳闸。2、暴露问题原因分析：由于人员工作不当，229出线与220kV下母线距离过近放电，引起保护动作。暴露出危险点控制措施流于形式。现场工作负责人工作随意性大，没有按安规要求工作。现场监护人监护不到位。安全培训不到位。3、防范及预防措施：3.1高度重视作业现场安全管理，安全监督人员必须起到监督的作用。3.2对危险点控制措施认真填写、严格执行。3.3.管理人员对危险点控制措施检查不合格，严禁开工。3.4加强对工作人员的安全培训工作 案例十一：主变差动保护误动 1、事故经过及处理情况：2006年11月07日,#1机组停运，500kV开关场第二串5023断路器带2主变运行，5022、5021断路器及沁获回线停电检修。电气继保人员持票在5022断路器CT 回路进行保护回路端子紧固工作，17时12分，工具误碰罩壳，导致5023断路器CT二次第二点接地，差动保护动作，5023断路器跳闸，2主变跳闸。 2、暴露问题原因分析：由于继保人员工作不规范，造成CT二次第二点接地，保护误动。暴露出检修人员安全意识淡薄，没有做好危险点分析和预控。对继电保护“三误”工作的管理不到位。检修人员的操作技能不高，在重大操作前没有制定出相应的技术措施，造成保护误动。运行人员对补充的安全措施不完善。3、防范及预防措施：3.1认真细致地做好危险点分析和预控。3.2加强