火力发电厂电气事故案例集汇编

1、电气事故亚西电厂违章进行50%减载试验，对#2高压厂造成严重破坏【前言】 2005年6月11日9时42分， # 2机组50%甩负荷试验中， # 2高压厂变压器损坏，严重影响整个试运行和试运行后的安全运行。该单位已移交。 ,为 吸取 经验 教训,落实 责任,督促 各 部门 认真 贯彻 落实 防范 措施,现 特 报告 如下:【事故过程】2005年6月11日9时30分，#2机组首次装机至150MW，准备进行50%甩负荷试验。试验前，考虑到甩负荷应接近实际运行工况，电站的用电量并未按试验计划进行。到待机电源操作。 9时39分，试验厂试运行指挥员钟景良下令进行50%甩负荷试验。运行主管接到海阳的命令，从

2、中调申请批准，然后命令电气运行副主任王飞手动按下开关5022和5023跳闸。按钮，同时锅炉手动停止B球磨机和D1、D4燃烧器，减载后机组以厂电运行，最大汽轮机转速飙升至3061r/min，在27482870r之间波动/min 后速度下降。包装水位波动较大（最高+160mm，最低-241mm），电动给水泵勺管开度增加到90%。 9时42分，景亮下令并切模式切换电站用电。电厂参加了试运行，告诉他不能采用并切法，但他继续下达命令，要求电厂减电，运行值长。海阳接到命令后，向电气操作副操作员王飞发出命令，关闭工厂电源。王飞首先用并联开关半自动切换工厂电源的6kVA段。待机电源开关6202打开后，工作电源

3、开关打开。 6201时，#2发电机变压器故障跳闸，6kVB段保护启动并投切成功。检查大功率变压器复压过流、大功率变压器轻重气、大功率变压器差动保护动作、#2高压功率变压器呼吸喷油器燃油。拆检#2高压厂变压器吊罩后，发现低压侧A支：A相线圈扭绞； B相线圈上部有两次匝间短路； 10 件部分熔化。【事故原因】1、发电机甩负荷后，由于发电机有出厂负荷，转速不能维持在3000r/min，在27482870r/min之间波动，中缸排汽压力超过动作设定值，导致在频繁的 OPC 操作中。2.#2高压电站变压器损坏的主要原因是发电机和220kV鸭线系统在减载后成为两个独立的系统。由于错误使用并切功率的方法，非

4、同步回路闭合，导致发电机振荡。 ，由远大于高压厂用变压器额定电流的振荡冲击电流的交变冲击引起，持续时间长达10秒。 （从发电机记录的波数据查到，是1700A8000A）。暴露问题1、本人对汽轮机热保护不熟悉，对电厂减载可能出现的问题没有深入研究和分析，因此没有制定相应的措施。2.错误的调度命令没有仔细分析检查，盲目执行，层层检查不严。3、培训工作、现场监测和督导工作不到位，未达到预期效果。【事故责任与评估】虽然这次事故的主要原因是中试厂主要负责下达错误的调度指令，但参与试验的运营单位对于盲目执行错误的调度指令也负有不可推卸的责任：1. 值班长向海洋作为调度指挥员，对试飞下达的命令不检查，不分析

5、思考，一味执行错误调度命令，对指挥部负责事故，估价2000元。2、值班副电工王飞作为具体执行人，没有对指挥员下达的命令进行检查，也没有提出异议。他对事故承担次要责任，被评定为1000元。3、生产经营部门是事故的主要责任部门，培训和现场监控没有严格控制，考核3000元。4、运营处处长、副处长、电气处负责生产运营处安全第一责任人的管理责任考核。永红800元；东林、王世海、王进、生产经营部副主任饶家红各1000元。5、试运行值班副总经理现场检查不严，考核500元。分管经营的生产副主任华将分摊300元。采取的预防措施1、加强技术培训，提高技术业务水平，特别是作为现场安全第一责任人要加强自身学习。2、严

6、格遵守调度程序，保持头脑清醒，凡事想清楚，层层把关，仔细检查调度顺序，不要盲目执行。3、尽量不要采用开关厂的耗电量。如果需要采用平行切割，系统运行方式应核对清楚，并经有关领导批准。4、做甩负荷试验时，应将出厂电源注入可靠的备用电源。亚西电厂#1因人机原因跳闸，事故扩大，导致#2跳闸（2005年）【序】 2005年6月25日15时36分，#2机组168小时试运行结束。由于人为和设备原因，#1 机组跳闸。在处理过程中，由于公共系统监控不力，事故扩大了。 ，导致#2单元接连跳闸，造成非常恶劣的影响。【事故过程】6月25日，500kV禾雅环线进行电气预试验和保护定期检查，5012开关处于断开位置；由于

7、#2高压厂变检修，#1启动变压器6kvA、B段运行，#1高压段运行。工厂变压器以 6kVIA 和 IB 部分运行，6kVIA 部分打开，6kVIB 部分关闭。不足，只退出6kV IB段快切，快切装置没有问题）； A、B、C空压机运转，B工业水泵运转，#1机有功输出248MW，#2机有功输出300MW。1、#1机组事故过程：15时36分中控室事故声及“旁路保护动作”硬灯标志，#1机组负荷降至0，检查低侧全开，高侧没有动作，交流油泵跳闸，值班同时，锅炉水位急剧下降至-265mm，立即开启电动给水泵； 15时38分，MFT下达，汽包内低水位三值，汽轮机跳闸，发变跳闸，6kVA段成功切断，6kV IB

8、段失压， 6104 开关不内容闭合；锅炉、汽轮机PC IB段、安全PC IB段失压；锅炉、汽轮机安全MCC IB段失压；锅炉和汽轮机在0m MCC IB段失压；锅炉12.6m热控配电盘失压；柴油发电机没有接在一起，手接不成功，现场也启动不了（注：据了解，柴油机启动后跳闸的主要原因是设计不合理柴油机房，进气不足，无法承载）；立即手动打开锅炉变压器和汽轮机变压器高压侧开关6139和6140，锅炉PCIB段，汽轮机PCIB段，安全PC IB段联动正常；手动关闭安全PC IB部分的工作电源开关4913成功，安全PC IB部分的电压恢复；手动恢复12.6m热控配电盘电源；检查电动给水泵已跳闸，无关闭许可

9、，热工强制启动条件 再启动电动给水泵给锅炉供水； A 和 B 仪器的空气压缩机跳闸； B1空气预热器逆变器跳闸，B2空气预热器逆变器连接正常，B循环水泵和引风机电流达到0； B 蒸汽 电源泵组和鼓风机跳闸；减温水电动门未接，其他设备联动正常，维修短接后6104开关合闸成功；手动关闭汽轮机高低压旁路，待安全PC IB段电压恢复后启动主机交流。油泵运转，A顶升轴油泵以1200r/min启动。 6kV IB段电压恢复后，启动B侧引线和鼓风机运行，吹扫和点火，进油快关阀不能打开。发现仪器使用的压缩空气压力仅为0.32 MPa，空压机完全停止。空压机运行，压缩空气压力为0.40MPa后仪器点火，但不点火

10、。手动MFT，再次吹扫后，放入四把油枪运行，因为曲柄无法打开，关闭锅炉，充分吹扫后保温保压。 16时10分，汽轮机转速达到0，曲柄多次未戴上，曲柄未手动移动（注：据了解，原因是曲柄供电为未送出），立即重新启动B顶轴油泵，并停机。输送真空泵，塞满气缸，打开真空破门，真空达到0，停止轴封蒸汽。 16时20分，主机直流油泵跳闸，发现当地空气开关跳闸。关闭空气开关后，正常启动； 16:35，手动180度，16:40，电动启动正常，启动电流25.5A，大轴晃动60m； 18：30复燃，20：01冲，主汽压力7.80MPa，主/再热汽温度515/510，缸温460； 20:15 赶全速，并网，逐步加载2、

11、#2机组事故：16时03分，#2机组真空度由-80.2KPa下降到-78.7KPa，排汽温度由46上升到50；检查循环水压力0.12MPa，轴封主管压力0.12MPa；检查发现A真空泵进气蝶阀状态变为“蓝色”，立即手动启动B真空泵，但进气蝶阀没有打开，立即进行局部检查。真空度继续下降至-74.9KPa，排汽温度51，解除低真空脱扣保护。手动将负荷从292MW降低到240MW，主蒸汽压力升至16.2MPa。锅炉喷油枪支持燃烧，但不能打开燃油阀，立即放出引气自动调节负压。主蒸汽压力16.6MPa，B磨急停，收风。汽轮机真空度-71KPa，排汽温度52，汽轮机继续减负荷至180MW，主汽压力升至18

12、.15MPa，高压侧动作，低压侧不动作（低真空锁）。过热器安全门动作，真空度保持在-71KPa左右，没有波动。锅炉继续停机C磨，调节负压，负压在-680Pa300Pa之间波动，炉膛火焰工业TV火焰正常，注油枪，但电磁阀仍打不开，11 :08 A真空泵跳闸，随后真空泵B跳闸，真空继续下降，真空泵A当场关闭。进气蝶阀未全开（保持跳闸前的状态），最低真空度降至-69KPa，排气温度高达60。汽轮机继续将负荷降低到最低 60MW。此时锅炉工业电视火焰闪烁，炉膛负压从-300Pa到400Pa波动，含氧量9.3%，工业电视无火，16:12手动MFT，涡轮跳闸，发电机变压器组跳闸。 16时14分再次点火，1

13、6时30分并网带载。【事故原因】1 、根据5011、5012开关的位置信号判断#1汽轮机DEH的并网和离网信号。 5011开关位置信号先送至升压站5012开关接线盒与5012开关位置信号并联(x3:60 x3:64)再送至集控DEH屏。由于安装时x3:60 x3:64两个端子的固定螺丝没有拧紧，维修人员在接线盒接线时，端子松动，误送DEH离网信号，汽轮机的 OPC 启动，并调整了门。停机，发电机卸荷，主汽压力升高，汽泵工作不正常。 MFT 动作，单元跳闸。2、#1机组跳闸后，6kV IB段因快速切断而失压，#1公用变压器和#1供水变压器相应失压，A、B空压机跳闸，C空压机也随之跳闸因B低压跳闸

14、的工业水压失压（注：据了解工业水泵有3台，但DCS中联锁逻辑不正确），压缩空气压降导致#2真空泵进气控制蝶阀故障滑下关闭部分，导致汽轮机真空度下降，锅炉压力负荷过程中，油枪控制的气源压力过低，无法正常投入操作，导致燃烧不稳定。手动 MFT。暴露问题1、工作人员对保护和控制电路不熟悉，安全意识不强。2、运行人员对公用系统的重视程度不高，对公用系统的运行模式没有明确规定并在特殊运行模式下做出相应的事故预测，对工业泵保护和联锁的实施没有实施和监督，以及事故情况其次，忽视了对健康的检查。3、操作人员对曲轴的操作和真空泵的控制原理不清晰、不熟悉，对于曲轴一直难以投入运行的问题，没有制定相应的措施。4、D

15、EH并联和离网信号设计不合理，误激励概率高。端子未紧固，也反映工程质检不到位。【事故责任与评估】1、虽然#1机组跳闸的主要原因是保护电路端子没有紧固，但维修人员工作前没有仔细分析危险点并采取必要的安全措施，这是机组的直接原因出差，所以这项工作的工作是负责的 徐杰本人负主要责任，工作班员何文旭负次要责任，如果工作没有安排好，辉班长也要负相应责任并认真解释，由胡正发、何祖民、王翔承担管理责任。维修部2000元；许杰1000元，何文旭800元，惠500元，胡正发300元，何祖民200元，王翔200元。2、生产经营部门对公用系统辅机联锁调试没有落实和监督，1号机组跳闸时疏于对公用系统的监控，导致事故扩

16、大，主要是负责#2机组的行程；技术部还应负责对公用系统辅机联锁实施不力的管理。生产经营部2000元，生物技术部1000元。采取的预防措施1、保护、控制电路工作时，应严格执行安全措施，认真分析危险点，做好预控工作。2. 标记和标记重要的终端。更改#14 并行和离线电路。3、加大技术培训，提高操作水平，切实保障安全。4、对公用系统运行方式等薄弱环节进行细化检查和调整，认真落实各辅机联锁保护功能；5、取消6kV工作支路复合电压过流闭锁后备开关的合闸逻辑；6、空压机冷却水源增加1路，集控中增加“空压机全停”强光警示标志；7、改造真空泵控制电路和进气控制蝶阀；8、对本次事故中暴露的其他问题及时整改。6k

17、v断路器绝缘部件湿闪络引起的三相短路（1990）【事故过程】1990年2月16日凌晨1时13分，某电厂使用的高压变压器3B在运行中突然发生爆炸起火。 3号发电机组变压差大，高压变压器3B采用重瓦斯等动作，机组被拆解。同时，发现6kv3B段备用进线断路器过流及加速后动作为故障点。 6kv3B段备用断路器桩头下三相因湿污闪络沿环氧拉杆表面放电，造成厂区高压变压器3B爆炸。事故发生31小时后，操作人员迅速排除故障，3号机组恢复运行。【意外损失】少发电量507.92万千瓦时，直接经济损失19万余元，3号机组停运21小时。【事故原因】1、工厂高压变压器3B爆炸的原因是动态稳定性设计标准低。厂家按一般配电

18、变压器设计，短路阻抗也很小（5.8%），不能承受实际短路电流冲击而引起爆炸。2.6kv3B段备用断路器桩头底部三相短路原因：小车开关由北方某开关厂生产。手推车用的环氧拉杆经过适度分析，表面漆膜易脱落，材质易吸潮，工艺粗糙，表面易积尘。【事故对策】1、工厂高压变压器由厂家重新设计制造。2、kv小车开关污闪措施：环氧拉杆母排支撑瓷瓶绝缘并涂市郊硅脂，通知厂家改进绝缘材料材料（开关厂已提出新的改进措施），电厂准备在大修期间逐步更换。3、进入开关室通风，防止外界潮湿空气侵入，研究隔离措施和微正压防潮方案。黔北#1机组启动时发电机端过电压分析（2004）【事故过程】2004年2月9日12时40分，黔北#

19、1机组冷启动过程中，当操作人员远距离发出启动命令时，励磁调节器启动励磁升压，机端电压 当电压上升到给定电压的90%时，集控CRT上报“A组稳压器PT断线”信号。运维人员赶到#1发电机出线PT接线盒检查，发现励磁专用PT的C相电压为0，A、B两相电压为57V，检查1 号发电机出线 PT，发现励磁用 PT（2YH）C 相梭槽接触不良。同时发现励磁机PT相有火花。控制CRT屏上机端电压突然升至25kV，然后操作人员手动拨动消磁开关，机端电压降至0。检查分析在#1 发电机端电压建立之前，维护人员检查#1 励磁调节器处于正常的初始状态。在启动过程中，A组PT断开的原因是励磁专用PT（2YH）的C相梭槽接

20、触不良。差，当A组PT断开时，主机自动切换到B组稳压运行，此时B组仪表PT C相断开。此时B组调压器无法判断自身PT断开（压差为0），但调压器判断机端电压低，实际机端电压存在，调压器判断被测值低于给定值，调整使测量值等于给定值，使端电压升高。调压器报警窗口“一组PT断线”和6相脉冲中断信号发出。从以上分析来看，稳压装置本身没有问题。在发电机出口PT断开励磁专用PT C相后，再断开励磁机使用的PT C相，导致发电机端出现过电压。附有调节器故障波形图。【暴露问题及对策】1、由于梭槽接触不良导致PT断开，说明开机前的检查工作没有做好。 PT绕线管接触不良的问题以前也有出现过，但还没有引起维修和操作的

21、注意。今后应加强开机前的各项检查；2、PT断线后的措施和处理程序不当。发现的问题要迅速形成统一的解决方案，妥善解决。3、#1#4发电机插座PT梭槽连接方式转为插头连接，杜绝接触不良隐患。4、发电机出口处的PT柜上标有各组PT的功能，便于区分、查找和排除。5、每次故障和异常发生后，立即记录故障信号和波形，便于故障分析。6、机组并网后，检查发变机组、励磁、快切装置的工作情况是否正常。黔北电厂#1机组IB段停电导致#1机组跳闸【事故过程】3月28日，黔北电厂#1机组IB段供电中断，随后#1机组跳闸。行程结束后，6KVIB待机段开关自动恢复。检查分析事故发生后，根据从DCS中提取的SOE、6KV监控系

22、统的SOE以及6KV IB厂用电快切装置的动作报告进行了综合分析。此时6KVIB段的工作电源开关和备用电源开关的工作方式为：6KVIB段的工作电源开关处于热备状态，而6KVIB段的备用电源开关运行在加载。 41ms后，6KVIB段的工作电源开关再次跳闸，100ms后，6KVIB段的备用电源开关跳闸；但从6KV监控系统的SOE记录分析，6KVIB段的工作电源开关没有闭合或跳闸，只有6KVI B段备用电源开关在7:47:4的跳闸记录；从出厂电源快断器6KVI B段动作分析，快断器只有一个保护启动开关动作报告，即在供电中断后，由于发电机器逆电源保护动作退出，保护启动6KVI B段快切装置恢复6KVI

23、 B段备用电源，无其他动作记录。综合以上分析，导致该共点终端的可能情况如下：1、系统下达了切换命令，即有人可能在DCS上操作其他任务，可能误发了DCS手动切换命令的退出循环。2、厂电中断时，有人在提取6KV IB段快切装置3月27日厂电未切换成功原因的报告。即使有人误操作了设备面板上的“手动”开关按钮，设备也无法导出，因为厂家的说明书有规定，用面板上的“手动”开关键进行切换时，必须先按“设置”键，输入“密码”，按“确认”键，然后在设备导出前按“手动”切换键。此外。是否有人误触快切设备屏幕上的“手动开关”按钮，导致发出开关指令，中断工厂供电。3、工厂停电时，由于有人在操作面板上的按键，会不会导致

24、设备程序混乱，误发快切指令？但在随后的模拟测试中，该设备并没有被错误导出。4、工厂供电中断后，从模拟测试分析，当快切命令致到DCS上的快切装置时，快切装置向6103致合闸命令开关，6103开关的合闸继电器动作。但该机构没有采取行动。这种现象与3月27日晚6KV IB段电源切换失败的结果相同。现场操作合闸后，工厂电源开关在DCS上操作成功，解释了3月27日晚6KV IB段电源开关故障的原因（另外，在3月晚上的检查中27）、发现排线松动等）。5、从6KV监控系统的SOE记录分析，没有6103开关的合闸和跳闸记录，只有6104开关的跳闸记录，是否有6104开关偷跳的可能。根据DCS系统中的SOE记录

25、，有6103次合闸和跳闸的记录，也有6104次开关的记录。是否说明6KV监控系统可能无法及时响应开关的跳合位置。6、总结一下，我们可以得出几个观点：如果出厂电源是手动开启DCS，设备切换成功后，设备会在2s后自动复位，这是下一次开关的开启状态 出厂时完全断电，设备无法成功切换。如果DCS系统的开关插座出现问题，开关设备屏幕上的“手动开关”按钮误发了开关指令，那么开关设备为什么没有开关报告呢？同时，在DCS的SOE中，有6103先合，再跳，再跳6104的记录。该记录也排除了开关装置解耦合合的可能性；电源中断后，逆功率保护动作退出并快速启动。当切割装置关闭6104开关时，可能的原因是有人手动将装置

26、复位，或者，当工厂电源中断时，快速切割装置没有动作。总之，从故障信息来看，快切装置的并联切换存在问题。是什么原因导致工厂停电，具体原因尚未查明。预防措施1、将6KV IB段快切装置发生事故时的平行切割方式改为串联切割方式。2、每天操作一次快切装置面板上的按键，查看装置是否误跳闸。3.6KV低压保护动作，不发出低压信号，检查低压信号特性。4、380V出厂电源关闭时，工作电源开关和联络开关的切换方式采用并联切换方式。5、厂区供电中断时，主车间380V安全段低压1.5s延时0.5s延时柴油发电机启动总时间不能超过工作电源跳闸联动设备供电时间。因此，将柴油发电机的总启动时间改为4s。6、取消出厂电源快

27、切装置屏幕上“手动开关”按钮的二次接线。7、事故发生后，及时整理报告，及时分析事故原因。雅西电厂#1 6KV厂IA段切换失压事故（2004年）操作模式负载12MW，运行6支油枪，1#启动变压器带在6KVI A、B段运行，主汽压力4.2Mpa，主汽温度490，再热器温度为485，A、B空气预热器主电机，主油泵运转，A、B引，鼓风机运转，汽轮机高、中压缸胀差2.94mm，低压缸胀差4.3mm，真空- 84Kpa；电动泵、B循环泵、B冷凝泵、A闭式循环泵、A真空泵、冷凝水输送泵、B密封油泵、密封油再循环泵、A罗茨真空泵、蒸汽泵A、B前置泵、A冷水泵，B 开式循环泵，B 反燃油泵运行。此前，渣机大链条

28、断裂，渣机停机。试点测试下令减少负载，并停止所有磨机和一些油枪（6 支油枪仍在运行）。二公司处理完渣机大链条后，又要增加负荷。【事故过程及处理】12月30日19时43分，中试命令将6KV厂用电源切换为工作电源，检查6KV工作、备用电源开关和6KV快切装置是否正常，19时53分，将6KVIB段切换到工作电源并切换到6KVIA 6102开关跳闸时，6101开关未联动合闸，6102未立即合闸成功（不内容合闸），集控事故声发出，事故灯联动，汽轮机380V辅机联动正常，A罗茨真空泵跳闸，电泵失电，锅炉侧B空气预热器跳闸，B空气预热器减速机油泵跳闸，A引风机跳闸，两台轴流冷却风机跳闸，A引风机跳闸，A供风

29、机跳闸，炉膛负压1120pa，锅炉先出“全燃料中断”。随后紧急手动MFT，由于电泵失压，导致锅炉无法进水，汽包水位急剧下降。检查燃油速闭阀连接，汽轮机跳闸，交流油泵连接正常，500KV5011、5012开关和FMK跳闸，检查1号柴油机启动，PCIA段与380V安全正常，打开# 1A蒸汽机变压器， # 1A锅炉变压器6KV开关，380V接触开关联动正常，在机炉MCC面板上恢复辅机电源，打开B电源空气预热器在电气时间，重新启动B空气预热器的主油泵和B1空气预热器的主电机。 # 1发变及5011、5012开关检查正常。汽轮机检查抽汽单向阀、高排气单向阀、高、中压自动主汽阀和调节阀关闭，高低旁通全开，

30、汽轮机转速下降。关闭CRT上的电泵开关，关闭高低旁通和主蒸汽管道排水，20时03分，关闭检修现场6102开关，恢复# 1炉PCA段供电静电沉淀、溶解水的主成分分析、输煤段的主成分分析，将380V安全PCIA段连接到380V锅炉PCIA段，停止1号柴油机备用。打开入口烟气挡板，调节炉膛负压和风量，满足锅炉吹扫条件（不满足低水位吹扫条件）。电气和定时结合成功后，重新启动电泵给锅炉供水（最小-288mm），待水位正常后启动锅炉吹扫。后来因为二公司处理渣机，中试订单暂时下线。检查并关闭所有排水门，保持锅炉绝缘和加压。【事故原因】1、切割6KVIA时，6102开关跳闸，6101开关未联动合闸，6102立

31、即合闸不成功（无合闸权限）。2、锅炉侧B空预热器跳闸，A引风机两台轴流冷却器功率配置不合理。均从安全段A接，A段失压跳闸，A引风机跳闸，炉膛负压1120pa。3、锅炉跳闸的第一次“全燃料中断”是因为锅炉的两个点火柜的电源是从锅炉运行层的MCC段引出的，由A段带走。【问题与建议】1、引风机两台轴流空冷器功率配置不合理，从安全段A或B接，某一段失压后，引风机两台轴流空冷器失电并跳闸，引风机接通。2、6KVA快切不正常，应防止出厂6KV、380V IA段失压。建议将双电源的MCC段改为B段，现在锅炉运行层MCC和汽轮机C段MCC已倒装为B段带。得到教训1、断电后，电泵CRT处于（红色）运行状态，容易

32、引起误会。处理过程中要注意供水流量和电泵电流的指示。仔细检查所有运行设备的状况，不仅是屏幕的颜色，还有速度、电流、压力、流量，并确认辅机的状态。2、MFT动作后，接触时间关闭旁路，防止锅炉水位、蒸汽温度、蒸汽压力下降过快。3、注意锅炉之间的相互配合。当锅炉缺水或水位低时，应尽快关闭锅炉出口处的所有蒸汽源，以保证锅炉水位缓慢下降。4、工厂电源开关前，根据设备可能存在的隐患，应尽量将相关重要辅机及MCC电源切断至B段带。前北电厂#2机组误并时主汽阀关闭（2003年）【事故过程】2003年7月29日19时25分，电气专业并行试验时，发现汽轮机转速飙升，同时汽轮机跳闸。检查分析发现上述异常后，维修人员

33、和中试院人员进行了检查。在检查过程中，发现了以下问题：（1）发电机并网为常开信号，常闭信号应取自发电机并网继电器（DEH柜），但通过分析测试发现，该误差并非主阀关闭的原因。(2) 从DEH操作站分析DEH油系统的变化趋势发现，在并网过程中，调节阀开启速度增加到3090 r/min，调节阀重复4次.此时反燃油压力从12.5MPa下降到11.3MPa。 3、通过检查发现操作人员在测试过程中没有将发生器掩模的并行信号致到DEH系统。通过以上现象，#2机组发电机误并联引起的主阀关闭过程异常分析如下：(1) 转速飙升的原因，在发电机的假并联测试中，由于电气没有向DEH系统致假并联信号，当DEH接收到发电

34、机并网信号时，地面DEH会加一个机组初始负载，所以：DEH收到发电机并网信号后，节流阀打开，由于发电机没有真正并网，涡轮转速飙升，导致OPC动作，节流阀反复动作打开和关闭。(2)主阀关闭分析；之后检查DEH系统逻辑，没有发现异常。通过DEH操作站查看涡轮转速和反燃油压力的趋势，当转速达到3090r/min时，OPC重复4次，然后主阀关闭。从趋势来看，反燃油压力波动较大，从12.5 MPa，因此根据当时的情况分析，主阀关闭的原因是蒸汽机超速，调节阀反复作用是使反燃油压力波动，从而关闭主阀。测试通过后，主阀和阀打开，OPC启动一次，但测试后，主阀没有关闭，但此时主油泵的油压已经升高至13.5MPa

35、，当时的压力为12.5MPa。同时，阀门只移动了一次，重复动作四次，（场景不内容移动四次），所以不能完全模拟当时的情况。因此，主阀关闭的原因需要进一步验证。预防措施1、热控人员必须对系统非常熟悉，以保证事故分析的正确性。2、热控人员应进一步加强对DEH系统逻辑的熟悉和理解，确保设备不因人为原因发生故障。励磁调压同步变压器C相碰撞引起发电机振荡跳闸【事故前的运行模式】#1、#2机运行，有功功率250MW，无功功率分别为-5.2、6.2MVar，DEH接入电源电路，#3机有功功率290MW，无功功率-31Mvar。 500kv I、II母线电压分别为540.8、541.6kv，#1、#2、#3高速

36、变压器以6kv I、II、III阶段运行，#1、#2启动变压器空载待机，# 1、#2、#3柴油发电机热备。【事故过程】13时42分，#3发电机有功功率增加到291MW，无功功率为-30Mvar，并发出警告声，#3发电机的定子电流、电压、励磁电流和频率出现波动。立即从汽轮机面板调出发电机-变压器组屏幕，发电机所有参数在波动，过励磁反时限动作灯牌发出，发电机有功功率为315-265MW，无功功率在315-265MW之间波动+150 和 -60Mvar。定子电流8600-11000A，励磁电流900-1500A，频率49.8-50.2HZ，定子电压在21-22kv左右波动，#3发电机发出周期性轰鸣声

37、。炉膛负压在550MPa之间波动，引风机电流在120 130A之间波动，6KV辅机电流有不同程度波动，其他参数保持不变。涡轮转速在2980-3020r/min之间波动，润滑油压力低至0.1MPa，主机振动等主要参数不变，调节阀不波动。发出“500kvI母线电压事故超过上限”信号，电压升至550.31KV。 #1 机器有功功率在222MW290MW之间波动，频率在49.8750.13之间波动，端电压在19.82KV20.41KV之间波动，无功在-22+30Mvar之间波动，励磁电流在波动。 #1 发电机周期性地嗡嗡作响。 DEH 电源电路跳闸，DEH 上的有功功率两次达到零。此时凝汽器疏通、膨胀

38、、减温水的电动闸门接通。 #1 的炉子参数没有变化。#2 机器有功功率在209MW295MW之间波动，无功功率在-30+40Mvar之间波动，频率在49.86HZ50.18HZ之间波动，励磁电流波动，端电压在19.85KV20.52之间波动KV , #2 发电机发出周期性的轰鸣声。在此过程中，热机参数无明显变化，主燃气压力、温度、炉膛负压、汽轮机主要参数无变化，于13时47分恢复正常。#2 集控电见机无功和端电压过高，立即数手减励，联系汽轮机适当压负荷。由于炉内负压波动较大，自动引风立即放出，但波动仍较大，立即放油。喷枪烧稳，装了七把油枪。由于汽轮机的电源回路输入，使用输入压力负载，但负载调节

39、阀没有反应，所以自动和手动输入阀位压力负载取消，停止C磨的两个燃烧器（当时C磨机有四个燃烧器运行），收风后停止C磨机，再次停止C磨机的两个燃烧器。蒸汽压力从14.47下降到13.47MPa，13:47，负荷下降到230MW。 3号机组振荡减小，无功功率在+80Mvar左右，波动小。此时听到事故声，开关5031、6301、6303跳闸。跳，检查电站电源开关是否成功，检查发变组对A柜的保护如下：断水t 1 ，热保护，转子一点接地，转子两点接地、B柜：过励磁反时限、低频保护。检查励磁调节器是否有故障：下限动作，开关量：电气事故，油开关合（开），脉冲丢失，磁场增加，磁场减少，磁场开关打开，风扇开关关闭

40、。检查500kv升压站5031A、B、C三相均到位，开关油压、气压正常，5031开关保护柜上TA、TB、TC灯亮。汽机跳闸，先出的是“变压器故障”，交流油泵未联动，手动启动，其他联动项目正常，将轴封蒸汽转为辅助供汽，手动开启小机，大机怠速归零后再投入运行 连续转动。锅炉MFT动作，第一输出为“汽轮机跳闸，负荷大于30%”，所有联动设备正常，A、B汽泵跳动，主汽压力从13.47升至14.77Mpa，立即提升电泵从40舀。 60%，给水流量增加到504t/h，给水压力提高到14.8Mpa，手动打开PCV阀，给锅炉加水。当达到 820t/h 时，复位所有跳闸设备，并保持锅炉保温保压。#1集控电锯机无

41、功功率和端电压过高，也单手降低励磁，没有调整有功功率。 13:47，#3 机器跳闸后，#1 和#2 机器振荡消除。在上述过程中，厂内125MW#1、3、4机组无功功率分别增加约20Mvar，有功功率波动约10MW。3#发电机跳闸后，立即向中央调度报告，将#3发电机变压器调入维修，关闭#3发电机变压器出口处的地刀500367，在#3发电机出口PT处连接一组地线，并测量#3 发电量。发电机转子绝缘合格。待主变三相直流电阻平衡合格后，将#3发变组转为热备，19时16分锅炉点火，20时27分达到突波参数。汽轮机冲至3000r/min 经检测，发电机交流阻抗合格，并入电网。端电压升至额定值后，发现端电压

42、波动1.14kV，励磁电流波动92A。经检查，为励磁调节器同步变压器C相。摸了摸外壳，经过处理，23日3点54分与系统绑定。【事故原因】1、振荡原因：励磁调节器同步变压器C接触外壳，使励磁调节器调节异常，励磁电流、电压波动，引起#3发电机振荡，从而引起300MW#1、2机组以振荡和125MW三种。机组有和无功波动。2、跳闸原因：在振荡过程中，转子两点接地保护发生故障，导致跳闸。故障原因待查。 （过励保护之前已经撤消，只发信）3、水保保护卡丢失的原因：由于振荡过程中发电机频率和端电压的波动，导致定子冷却水泵的出力降低。4、低频保护卡掉线原因：机组跳闸后，退磁开关不跳闸，机组转速下降。5、退磁开关

43、不跳闸的原因：与#1、2机不同，#3机的退磁开关跳闸的必要条件是总开关跳闸。转子两点接地保护动作退出时，主开关不跳闸。之前，去磁开关不能跳闸，主开关跳闸后，保护恢复，去磁开关不能跳闸。【总结经验教训】1、#1、#2集中控制电器均衡无功功率。这种方法是错误的，也是极其危险的。很可能增加发电机的振荡幅度，导致发电机失步，从而扩大事故范围。发电机振荡时，正确的处理方法是降低有功功率，增大无功功率，使发电机振荡逐渐减小，最终稳定下来。2、发电机振荡时，周期和电压的波动导致厂内辅助设备的出力波动，有一定的影响。本次事故中，引风机的电流在120130A之间波动，导致负压为-550130A。在+550之间波

44、动，定子冷却水泵输出波动，断水保护t1下降。在这种情况下，炉子一方面要注意辅机出力波动引起的相关参数波动，及时采取控制措施。备用电源带，但一定要确认220kv频率电压正常后再切换。3、机组发生事故时，应通过关闭汽轮机输入阀位置的小阀门、抛锅炉水口、停磨机等方式进行应急压力负荷。在压力负荷过程中，尽量多投油枪，以稳定燃烧，防止灭火。4、在振荡过程中，#3发动机的润滑油压力从0.12Mpa降低到0.1Mpa。同时应启动交流油泵稳定油压，密切监测主机参数。5、在振荡过程中，由于有功功率波动较大，可能会导致汽轮机凝汽器电动阀扩散减温水、汽轮机主体排水门、主风管上的排水接头.振荡结束后，检查上述排水门是

45、否关闭。6、要加强技术业务的学习，只有在事故发生时才能准确判断事故性质，采取正确的处理方法。一只老鼠闯入6KV辅助断路器并造成短路跳闸（1990）【事故过程】1990年1月9日22时22分，某厂高压变压器2B发生巨响，发生爆炸起火，2号主变差动跳闸，差动跳闸，重瓦斯跳闸工厂高压变压器2B保护，机组紧急停机，6KV工厂2A和2B失电，6KV工厂后备电源断路器2B段自动跳闸，然后保护会跳闸。 2号机组应急保障电源柴油发电机组启动成功，保障了2号机组保障电源的供电。 22时35分，在指挥官的指挥下，在排除6KV厂2B段故障后，使用12号高压备用。变压器充电，二厂用电迅速恢复。在消防队的全力配合下，厂

46、内高压变压器2B起火被扑灭。母线短路，引发厂高变2B爆炸。经紧急抢修，并网并在紧急停机32小时后恢复服务。【意外损失】少发电量788.75kw.h，直接经济损失19万余元，2号机组停运32小时。【事故原因】1、厂用高压变压器2B爆炸原因：动态稳定性设计低（按一般配电变压器设计），短路阻抗也小，不能承受实际短路电流。短路时由电力引起的低相间短路爆炸。2、鼠标闯入轴流冷却泵2B台车桩头，造成短路。原因：1988年6月2日，2号机被基建承包，封堵工作。造成短路。【事故预防措施】1、变压器厂家根据电厂要求和国家标准对厂内使用的高压变压器进行重新设计，结合检修，对厂内不合格的高压变压器一一更换。2、加强

47、小动物防堵质量验收，建立三级验收制度（自检、车间专业验收、安全监管部门验收），建立一箱一卡制度。3、加强灭鼠措施，加强对随意开闭门制度的考核。电流互感器二次开路引起的发电机差动保护动作（2002）【事故简介】2002年3月20日，某电厂1号机组并网增载过程中，突然出现“发电机差动保护动作”灯号，并发出事故声信号.发出“锅炉MFT动作”、“汽轮机ETS动作”、“主汽阀关闭”等灯号。变压器出线开关跳闸，柔光板弹起。发出“快剪关闭”、“快剪锁定”和“快剪等待复位”灯号。同时，操作人员发现继电保护室有焦味，检查发现保护柜A电流端子冒烟，立即将火扑灭，并通知保护组到场检查.经检查发现，烧毁的电流端子是发电机的差动保护。用中性点测量CT二次侧的电流端子，由于B相短接片不到位，相邻端子也被电弧烧毁变形，本组CT绝缘坏了。【事故分析】在启动之前，对#1 机器进行了大修。输变电组的防护验证工作包括后续防护等级中的XX、王XX的验证，XX为工作负责人。因为每次给实验班开预审工作的账单，某某就给这个工作投了两张票。保护和验证后，XX去恢复当前终端。接头恢复后，未经王某某审核，两人清理了测试线和测试台，办理了工单终止手续。这会导致电流端子开路而未被检测到，导致机组带载时CT组二次侧端子断裂处出现过电