厂用电中断事故定义分析

厂用电中断事故定义厂用电是指发电过程中发电厂自身所有的厂用电设备（电动机和照明用电）运行所消耗的电功率。又称厂用电负荷。厂用电中断是指因设备故障或其他原因，造成发电机组厂用电系统母线失电的状态（低于额定运行电压值的45%）。由于厂用电中断，致使发电机组停止运行的不安全事件，称为厂用电中断事故。

事故类型1.单台发电机组厂用电中断，发电机组与电网解列，被迫停止运行，构成电力生产设备一类障碍；2.两台发电机组厂用电中断，发电机组与电网解列、被迫停止运行，造成全厂停电，构成电力生产一般及以上设备事故。厂用电中断的主要原因1.母线（6kv）故障；2.继电保护及自动装置故障；高压厂用变压器损坏及其电流互感器爆炸；3.6KV母线工作或者备用电源开关故障；4.电缆着火；5.电网事故、升压站电气设备事故等造成的全厂停电；6.电气误操作厂用电中断事故的危险等级

1.Ⅲ级状态：一台发电机组因6KV母线失电而造成机组跳闸。2.Ⅱ级状态：两台发电机组因6KV厂用电母线失电而跳闸。3.Ⅰ级状态：#02启动变检修期间，＃3、＃4发电机组因6KV厂用电母线失电而跳闸。#03启动变检修期间，＃5、＃6发电机组因6KV厂用电母线失电而跳闸。厂用电中断造成机组跳闸的处理措

1.在值长的指挥下，根据事故现象，判断故障性质，查明厂用电中断的原因。

2.检查机组柴油发电机联起正常，汽机保安MCC联动自投正常，保证机组能够安全停机。3.检查直流系统及UPS系统运行情况，UPS装置如果因工作电源失电而由蓄电池供电时，在备用电源电压正常的情况下，可手动将UPS装置切换至备用电源供电。4.厂用电源6KV母线失电，如果是由于母线故障造成，则立即隔离故障点，做好安全措施，组织检修人员进行抢修。5.在消除#02（#03）启动变备用电源开关未联动的缺陷后，恢复跳闸机组另一段6KV母线的供电，并逐步恢复该母线上的厂变及高压电机供电。6.组织运行人员采用单侧风机启动机组，点火、冲转、并网。7.待故障的6KV母线修复后，拆除现场的安全措施，测量母线绝缘合格，然后用#02（#03）启动变对该母线充电，正常后逐步恢复母线负载供电。8.将机组6KV厂用电从启动变供电切换到本机厂高变供电。9.将0.4KV母线、UPS装置等恢复正常供电方式。厂用电中断造成两台机组跳闸的处理措施1.在值长的指挥下，根据事故现象，判断故障性质，组织运行人员查明厂用电中断的原因。

2.两台机组同时跳闸后造成四段6KV母线失电，首先要检查事故应急电源---柴油发电机的运行情况，如未联动，立即手动启动，确保机组重要负载供电和机组安全停机。3.柴油发电机启动后要立即派人检查其工作情况。如果柴油发电机过载，可考虑启动直流事故油泵，停用交流油泵。4.因发电机内冷水泵全停，因此要立即将发电机氢气压力释放到0.05MPa。5.在启动变电压正常的情况下，可暂不查明6KV备用电源未联动的原因，对所有确证没有故障的6KV母线，可强行合上备用电源开关，恢复母线供电。6.在恢复0.4KV母线正常运行方式时，要防止与柴油发电机系统的非同期。7.检查直流系统及UPS系统是否自动恢复至正常运行方式。8.在6KV母线恢复供电后，可同时组织两台机组的启动操作，在发电机并网后，将6KV厂用电源切换到本机厂高变供电。9.组织检修人员查明机组6KV工作电源跳闸后备用电源未联动的原因并消除。10.如6KV母线故障造成厂用电中断，处理参照《6KV厂用电中断造成单台机组跳闸的处理措施》厂用电中断现象：1、若厂用电全部中断则所有电动机全部停止，厂用所带的所有电动机电流表指示回零，各运行电动机自动停止;电动阀门远操失灵，照明消失，事故照明亮，事故喇叭响。2、锅炉灭火;主汽流量、汽温、汽压、汽包水位急剧下降。3、真空迅速下降，排汽温度升高，油温，风温迅速升高。4、热工UPS工作正常情况下，各表计指示正常。

汽机机处理：根据盘面象征确认厂用电中断后，必须快速采取防范措施及正确处理。1、若部分厂用电中断，备用电源应自动投入，如备用电源自投失灵应要求电气运行人员立即恢复电源。2、发现任一运行泵电流到零，应检查联锁备用泵是否已联运，如未联运立即手动投入，如果其他运行泵也有同样现象即可断定部分厂用电中断应投入备用泵，如备用泵不能联运时应试投备用泵两次，再试投掉闸泵一次并迅速汇报值长。3、电源未恢复前如不能维持机组运行做故障停机处理。4、若厂用电全部中断，厂用电中断一分钟，断开所有掉闸泵的操作开关及备用泵联锁开关.。5、应立即启动直流润滑油泵，检查电流及润滑油压，就地检查润滑油压表，确认润滑油压上升，密切注意润滑油压变化。锅炉圈【ID：cfb12315】分享锅炉知识，笑傲技术江湖！电厂锅炉运行必备公众号，运行调整、现象分析、事故处理、技术资料，一网打尽！6、立即降负荷至零，同时关闭掉闸真空泵，适当提高轴封压力，真空-60kpa，保护动作停机，否则手动打闸，破坏真空停机，打闸后注意转速下降，注意热水井水位。7、防止汽轮机超速及汽缸进冷汽冷水：迅速检查关闭电动主闸门、高加进汽门、各段抽汽快切门、立即关闭除氧器的进汽电动门，并调整压力和水位。8、循环水系统压力降低造成冷油器，空冷器温度上升：强投循环泵无效时，就地手动关闭循环泵出口门;若备用泵无法启动应关闭空冷器，冷油器回水门。确保管内有水。9、停机过程中严密监视润滑油压、并派人检查确认就地油压及直流油泵工作情况。10、机组转速转速到零、真空到零，断汽封，记录转子静止时间并做好标记，厂用电未恢复前30分钟手动盘车180度。

电气处理：

(一)1)确定已发生厂用电中断事故，立即汇报厂领导。2)迅速查明厂用电失电原因，根据具体情况进行处理：如为10KV母线故障，迅速投入备用10KV电源，将故障10KV母线隔离，立即恢复380V厂用1段2段电源，通知检修处理：如为高压厂变故障或主变故障，备用电源未自投，立即强合备用电源，恢复厂用系统运行;如为电网事故或35KV母线故障引起全厂失电，按全厂停电事故处理预案执行。3)厂用电恢复过程中要注意轻重缓急。优先恢复原运行设备的10kV厂用电系统，380V厂用系统;优先恢复照明段、工作段电源。4)厂用电恢复后，联系机炉.电.化安排机组重新启动。按照值长下达全厂停电事故处理令处理：(1)立即检查直流润滑油泵是否联动，如未联动，应立即手动启动直流润滑油泵，保证润滑系统的正常。汽轮机转速至"0"时，进行手动盘车;锅炉应尽可能的维持汽温，水位，并注意开窗通风。(2)严密监视直流母线电压。直流母线电压，若电压低，则限制部分事故照明，以确保主机润滑油、顶轴油泵、主机盘车、等供电正常。(3)断开10kV及380V系统的所有开关。检查厂用电系统是否存在明显的故障点，并检查各开关状态、保护动作状态，并向值长汇报。(4)按值长令，协助恢复10kV、380V厂用电系统。(5)厂用电恢复后，指挥恢复压缩空气、循环水、闭式水系统;令启动锅炉给水泵，缓慢向锅炉上水至汽包可见水位，并注意控制上、下汽包壁温差;指挥机组按热态启动恢复热力系统正常运行。二、35KV主变运行掉闸时，1、主操向值长、汇报故障现象及掉闸开关;2、迅速查明主变掉闸原因，若为保护误动或人为原因掉闸，尽快恢复主变运行，联系地调申请并网。3、若发电机出口开关断开应立即检查厂用电系统备自投情况，若备自投未动作，在确认工作进线开关断开情况下，立即强合备用电源，迅速恢复厂用电源，联系地调申请并网。

锅炉工段厂用电中断应急措施1、若为部分厂用电中断，则根据情况降低负荷并调整汽温、汽压、水位稳定。2、若厂用电全部中断应立即将自动切换手动调整;立即关闭煤气手动阀门，汽动阀门，复位各跳闸电机开关，手动关闭各风门挡板，立即打开煤气管道放散，手动关闭加压风机出入口电动阀及盲板阀，同时汇报值长。3、通知汽机关闭主汽阀门，开启旁路，打开过热器对空排汽门，若主汽压力不超过额定值时，可不开。通知锅炉运行人员就地关闭减温水各截门，各取样门、排污门，并稍开疏水门，防止汽温下降太快;4、加强汽包水位计的监视，停止山水，开启省煤器再循环门。5、在电源恢复后，如汽包水位可见则立即升炉，如锅炉已严重缺水，禁止向汽包进水并按照紧急停炉操作进行，若电源长时间不能恢复则按正常停炉处理。1、首先根据汽压、汽温，音响报警，各电机电流等现象判断，确认厂用电是否中断。2、确信厂用电中断后，锅炉人员应沉着冷静，在班长的带领下，立即进行应急处理。开启过热器疏水（保护过热器）；开启汽包至省煤器再循环阀门（保护省煤器）；关闭减温水，（防止主蒸汽温度过低）。锅炉圈【ID：cfb12315】分享锅炉知识，笑傲技术江湖！电厂锅炉运行必备公众号，运行调整、现象分析、事故处理、技术资料，一网打尽！3、将已停运的电动机控制开关复位至“停止”位置。如厂用电很快恢复，应联系值长，关闭引风机入口挡板，开启引风机；然后依次开启送风机等辅机，恢复锅炉正常运行。4、厂用电中断后不能很快恢复时，220T/h四台、480T/h两台循环流化床锅炉按压火处理，关闭主汽阀、连续排污及疏水阀，监视锅炉汽包水位，当压力高于工作压力时，应开启对空排气门。5、厂用电恢复后，联系汽机人员启动给水泵给缺水的锅炉缓慢上水。若锅炉严重缺水，禁止给锅炉上水。6、锅炉水位正常后，联系值长，首先开启一台循环流化床锅炉，先开引风机，然后启动送风机，视床温情况扬火启动，若床温低于700摄氏度，禁止给煤，按正常点火启动。7、两台480T/h锅炉等待一期厂用电中断恢复以后，等待值长命令。8、请示值长，根据负荷情况，依次启动其他锅炉。锅炉工段厂用电中断应急措施1、首先根据汽压、汽温，音响报警，各电机电流等现象判断，确认厂用电是否中断。2、确信厂用电中断后，锅炉人员应沉着冷静，在班长的带领下，立即进行应急处理。开启过热器疏水（保护过热器）；开启汽包至省煤器再循环阀门（保护省煤器）；关闭减温水，（防止主蒸汽温度过低）。3、将已停运的电动机控制开关复位至“停止”位置。如厂用电很快恢复，应联系值长，关闭引风机入口挡板，开启引风机；然后依次开启送风机等辅机，恢复锅炉正常运行。4、厂用电中断后不能很快恢复时，220T/h四台、480T/h两台循环流化床锅炉按压火处理，关闭主汽阀、连续排污及疏水阀，监视锅炉汽包水位，当压力高于工作压力时，应开启对空排气门。5、厂用电恢复后，联系汽机人员启动给水泵给缺水的锅炉缓慢上水。若锅炉严重缺水，禁止给锅炉上水。6、锅炉水位正常后，联系值长，首先开启一台循环流化床锅炉，先开引风机，然后启动送风机，视床温情况扬火启动，若床温低于700摄氏度，禁止给煤，按正常点火启动。7、两台480T/h锅炉等待一期厂用电中断恢复以后，等待值长命令。8、请示值长，根据负荷情况，依次启动其他锅炉。厂用电中断处理过程中的注意事项：1、厂用电完全中断，用锅炉余汽带一台背压机组运行恢复厂用电时，严禁多台锅炉辅机同时启动，应按照值长指令，只开一台循环流化床锅炉的辅机，并按次序启动；2、严密监视锅炉汽包水位，防止低水位及满水事故；3、锅炉风机、给水泵严禁带负荷启动；4、及时关闭锅炉减温水，防止汽温降的过快；5、及时关闭供冷渣机所用的工业水，以节约工业水用量，保证汽轮发电机组所用工业水。

全厂厂用电中断全厂厂用电中断的现象1所有交流照明灯熄灭，电压表、电流表指示均到零。2蒸汽温度、蒸汽流量、汽包水位均急剧下降。3电动机停止转动，事故喇叭鸣叫。4控制盘上电气测量二次表失灵。5锅炉自行达到压火状态，炉膛发暗。全厂厂用电中断的处理1立即将自动调节改为手动，派专人监视汽包水位。2将所有电动机开关搬回停止位置。3根据汽温、汽压升降情况开启过热器疏水阀和向空排汽阀。4作好准备，根据电源恢复时间长短决定机组的重新启动与否。厂用电中断处理过程中的注意事项：1、厂用电完全中断，用锅炉余汽带一台背压机组运行恢复厂用电时，严禁多台锅炉辅机同时启动，应按照值长指令，只开一台循环流化床锅炉的辅机，并按次序启动；2、严密监视锅炉汽包水位，防止低水位及满水事故；3、锅炉风机、给水泵严禁带负荷启动；4、及时关闭锅炉减温水，防止汽温降的过快；5、及时关闭供冷渣机所用的工业水，以节约工业水用量，保证汽轮发电机组所用工业水。

全厂厂用电中断全厂厂用电中断的现象1所有交流照明灯熄灭，电压表、电流表指示均到零。2蒸汽温度、蒸汽流量、汽包水位均急剧下降。3电动机停止转动，事故喇叭鸣叫。4控制盘上电气测量二次表失灵。5锅炉自行达到压火状态，炉膛发暗。全厂厂用电中断的处理1立即将自动调节改为手动，派专人监视汽包水位。2将所有电动机开关搬回停止位置。3根据汽温、汽压升降情况开启过热器疏水阀和向空排汽阀。4作好准备，根据电源恢复时间长短决定机组的重新启动与否。防止全厂停电技术措施发电厂全厂停电事故被列为电力行业性质严重的恶性事故之一，如果发生此事故，将会给电力系统和电厂设备造成严重的危害，所以应该做好相应的措施。1、严格执行操作作制度，防止人为误操作引起的厂用电系统事故发生。

2、对工作票所列的安全措施、接地线、绝缘隔板，应做好记录，并有明显的标记，防止恢复系统后安全措施未拆除引起系统故障。

3、定期检查厂用系统的备用电源完好，各厂用备用电源的选择按钮在“自动”位。

4、厂用母线装设的备用电源自动装置应经常投入，无故不得退出。对备用电源的自投情况应按规定，坚持定期试验，确保需要时能自动投入。

5、加强直流系统的维护，保证在厂用电系统交流中断时，蓄电池组能够承载机组最重要的厂用电负荷。

6、直流系统各级保险容量开关保护定值应有统一的整定方案，合理配置，保证在事故情况下不越级断开而中断保护操作电源和直流事故油泵。

7、正常情况下必须保证最大限度的按正常运行方式运行。如需倒换运行方式时，必须做到可靠、合理。在工作结束后，应尽快恢复正常方式运行。

8、厂用电系统发生故障，备用电源自投不成功时，应检查有关厂用设备无故障后方可向停电的厂用设备试送电，未经检查，禁止送电。

9、厂用电系统发生故障时，应积极稳妥地尽快处理事故，对重要负荷要可能在减少失电时间，保证机组可靠运行

10、厂用电系统发生事故处理中，要防止系统非同期，扩大事故，使运行设备损坏。

11、在事故情况下，直流系统带动力设备运行时，应严密监视直流母线电压，根据电压变化情况及时进行调整。

12、柴油发电机必须经常处于良好的热备用状态，并定期进行联动试验。

13、蓄电池应定期做好充放电工作，正常应工作在浮充电状态。

14、定期做好启备变的检查与维护工作，确保事故下，备用电源可靠投入。关于电厂【厂用电中断】现场应急处置秘笈用电全部中断1、现象a.交流照明熄灭，控制室骤暗。b.锅炉MFT动作，汽机跳闸，发电机跳闸。c.所有运行的交流电动机停转，备用交流电动机不联动，各电流指示到零。主机及小机直流润滑油泵、直流密封油泵自启动。d.柴油机发电机组自启动。2、原因a.机组故障，同时启备变故障或启备变在停役状态或6kV母线备用电源自投不成功。b.机组与电力系统同时故障。c.人为误动。3、处理a、厂用电全部中断后，应检查大、小机跳闸，转速下降，否则应手动停机。b、锅炉按MFT动作处理。c、检查发变组逆功率保护是否正确动作，如未动作，则采用按发电机紧急停机按钮启动发变组保护停机。d、检查并启动主机及小机直流润滑油泵、直流密封油泵运行正常。e、检查保安段备用电源切换正常且柴油机自启成功，否则应立即查明原因并进行手动切换或手动启动，确保保安段母线供电正常。f、迅速检查6kV母线备用电源是否自投过，若未自投或自投不成功,在查明6kV母线备用电源正常，并且6kV母线无故障，6kV母线低电压保护已动作跳闸，可用6kV备用电源抢送一次，抢送正常后，汇报值长，听候处理；若6kV母线备用电源有故障或6kV母线有故障迹象时，必须汇报有关领导，故障消除后经上级有关人员通知方可试送。g、应立即查明380V公用段对应开关应跳闸，并设法恢复对380V公用段对应失电母线的供电，以保证380V公用系统的正常供电。h、厂用电失去汽机应按照破坏真空紧急停机步骤处理，注意监视大、小机润滑油润滑油压力、温度及各轴承金属温度。i、如保安段母线失电，应对大、小机进行定期手动盘车，直至保安段母线恢复正常供电后，按规定直轴后投入连续盘车。j、关闭主蒸汽管道疏水隔离阀，检查主机旁路在关闭位置。k、主机转速小于2000r/min，打开主机真空破坏阀。l、注意监视凝汽器排汽温度，在排汽温度未降至50℃以下时，禁止启动循泵向凝汽器通循环水。m、当厂用电中断，直流密封油泵无法启动时，应立即进行发电机排氢工作，防止氢气外泄而发生爆炸。n、厂用电失去后，本机供电的仪用空压机跳闸，备用空压机自启，尽快恢复仪用空气正常。o、厂用电失去后，闭冷水中断，应监视主机润滑油温度的变化，公用闭冷水用户切至邻机供，邻机的运行应稳定。p、解除各辅机联锁，撤出各自动调节。q、检查空预器盘车正常。r、隔离或消除故障点后，逐段恢复各厂用电源，待厂用电恢复后，及时投用各辅机，根据热态启动要求机组重新启动。用案例说话，刘亮亮希望锅炉圈微信公众号的朋友们，能从中吸取教训，积极开展自查，加强设备管理工作，日常检查、巡视设备，及时发现缺陷并加以处理，莫让隐患长存，事故重演！案例一一、事件经过机组运行方式：某发电公司接县调通知，2018年11月1日07时至22时，楼东变#2主变扩建施工，机组需孤网运行，将厂用电源由外接电源转至发电机电源供电。2018年11月1日，运行三值白班，值长孙某，电气运行人员杜某，汽机监盘人员某凯，锅炉监盘人员陈某。DCS电源运行方式：DCS由两路电源供电，一路为厂用电供电，一路为UPS供电。运行参数：5时31分20秒，厂用电成功由外接电切至发电机出口供电，机组负荷2.2MW,主蒸汽压力6.4MPa,温度531.2℃。故障现象：12时25分08秒，汽机监盘某凯发现转速下降较快，通过DEH操作盘给定阀位开指令，转速仍下降较快，立即汇报当班值长孙某。事故处理：12时25分22秒，某凯手动按下停机硬手操,自动主汽门关闭，启动直流油泵，后因厂用电失电，无人监视润滑油压变化及直流油泵停止时间，故无法推测直流油泵实际运行时间和转子惰走时间。12时25分44秒，厂用电消失，DCS系统失电。失电前参数为：机组负荷0.98MW,转速2318.9r/min,主蒸汽压力7.47MPa，温度394.5℃，润滑油压0.8MPa,#1-#4轴承轴瓦温度分别为53.4℃、72.5℃、59℃、70.9℃。12时27分，电气副值杜某对外接厂用电进行恢复，按下厂用电103开关远控按钮两次无反应后汇报电气专工李毛君。12时28分，公司领导、生产管理人员、各专业专工、不当班人员到达现场，立即组织现场事故处理。12时38分，运行主管赵某巡检汽机本体情况，发现此时汽轮机转速已降至0r/min。12时40分，安监部经理任某发现电气零米蓄电池室内有烟雾冒出，用灭火器进行扑救。13时00分，烟雾散尽。15时40分，启动柴油发电机，投入盘车运行。17时20分，直流屏模块恢复正常供电。19时12分，10KV母线恢复正常供电。二、原因分析1.汽轮机转速下降的原因为油动机一支LVDT传感器顶部锁紧螺母脱落，DEH伺服板采取高选电压即脱落传感器电压，导致油动机反馈为全开状态，调速系统为防止汽轮机超速自启动保护程序全关调速汽门，已不接受运行人员开调门指令。2.DCS失电的原因：正常运行DCS由两路电源供电，一路为厂用电供电，一路为由400V段引入经UPS供电，汽轮机跳闸未联跳发电机出口开关，发电机仍接带部分负荷，此时转速下降造成厂用电电压降低，造成厂用电供DCS电源回路保险熔断。同时DCS由UPS供电过程中，由于蓄电池无法提供正常电压，导致UPS电压不稳，UPS供DCS回路电源保险熔断，于12时25分44秒DCS失电。3.蓄电池室冒烟原因：通过调取直流屏检测装置电池巡检仪记录发现，蓄电池供电期间输出电压为187V，且#96、#97两块蓄电池无电压显示，导致蓄电池组整体容量及电压降低，在本次事故发生时在启动直流油泵运行期间，由于蓄电池组无法满足直流系统正常运行电压，造成蓄电池电流升高、在流经连接导线处加剧发热，最终导致蓄电池过热壳体碳化的直接原因。4.蓄电池已连续运行8年，设备老化整体容量降低，是直流电压偏低的直接原因。蓄电池更换是2018年综合计划大修项目，项目编码为X378991700LF，由于蓄电池集中招标采购流程滞后，未能及时进行更换。三、暴露问题1.机组运行中调速汽门LVDT阀杆顶部螺母脱落暴露出项目公司设备管理工作不细致，日常检查、巡视设备流于形式，该及时发现的缺陷没有能够及时发现，以致于隐患长期存在。2.由于DCS电源柜失电，无法调阅事件发生的顺序和时间以及有关曲线，给事故分析带来了困难，尤其是发变组电气保护动作情况以及辅机运行情况无法得到证实。3.经调阅直流系统历史记录，发现2018年7月24日曾出现蓄电池供电电压最低到155V,专业技术人员事后没有及时查阅事件记录，充分暴露出电气专业日常巡视检查不细致，专业技术管理不到位。4.蓄电池过热壳体碳化暴露出专业定期工作执行不到位，没有定期做蓄电池充放电试验，日常工作中没有对连接线及端子线进行检查紧固，未能及时跟踪掌握蓄电池蓄电能力，以致于隐患长期存在。5.项目公司领导及生产管理人员对员工的培训工作重视不够，事故预想、反事故演习等培训工作流于形式，运行人员技术素质较低，事故分析、判断和处理的应变能力差。四、防范措施1.本次对调速汽门LVDT阀杆顶部螺母进行紧固，并进行了拉阀试验，试验结果为调门的阀门特性参数可靠灵活，控制信号与阀门行程符合正常运行要求。要求热控专业把检查LVDT传感器支架、紧固螺丝、磨损情况、线路绝缘检查列入定期工作，利用停机机会检查LVDT线路绝缘及接线符合要求，安装支架、紧固螺母固定要良好。2.自动主汽门进行了开关试验，发现在冷态状态时开关正常无卡涩现象，但在热态时发现无法迅速关到位，初步判断预启阀存在卡涩情况，已列入检修计划。3.蓄电池的使用和维护必须严格按照运行规程中相关规范要求执行，定期进行充放电试验，定期检查蓄电池的外壳（蓄电池的清洁度、极柱及壳体是否正常），应保持蓄电池表面清洁干燥，若有灰尘可用柔软织物擦净，定期检查连接线是否松动，如有松动应加以紧固。加强日常巡视检查，定期测量并记录蓄电池单体电压。4.本着四不放过的原则，深刻汲取本次事故教训，举一反三，针对本次事故，组织全体运行人员学习“全厂失电事故处理”，并结合电力系统《二十五项反事故措施》和典型电力事故处理，定期开展反事故演练，确保机组设备发生异常情况时能准确分析和判断，迅速果断的正确处理。5.严格执行设备定期试验及切换制度，发现问题及时处理，确保设备安全稳定运行。6.生产部针对目前运行人员业务技能的实际情况，制定有针对性的培训计划，以提高运行人员现场反事故处理能力作为重点，坚持开展班组日常事故预想和反事故演习活动，定期组织考试，将考试成绩作为提岗的重要依据。案例二某年8月3日，某发电厂在进行二期主厂房A列墙变形测量时，用铁丝进行测量，违章作业，造成#3主变110kV引线与330kV引线弧光短路，又因#3主变保护出口继电器焊点虚接，3303开关未跳闸，扩大为全厂停电事故。一、事故发生经过事故前运行方式：

#1机#2炉、#3机炉、#4机炉及#1、2、3、4主变压器运行，330kV环型母线运行，330kV两条线路与系统联络；110kV单母线固定连接，四条地区出线运行。全厂总出力185MW。其中，地区负荷145MW。该发电厂存在地质滑坡影响。为防止A列墙墙体落物影响主变等设备的安全，准备在A列墙外安装一层防护彩钢板。电厂多经公司承担了该项工程。事先制定了《工程施工安全组织措施》、《工程施工方案》，并经生产技术科等审核，总工程师、批准。8月1日，多经公司项目负责人找到电气检修车间技术员，要求进行现场勘测工作，并要求派人监护。电气检修车间技术员同意，并安排变电班开票、派监护人。8月2日下午履行了工作许可手续。8月3日上午开始工作。在汽机房顶（25.6米）向下放0.8毫米的20号软铁丝，铁丝底端拴了三个M24的螺母。15时48分，在向上回收铁丝时，因摆动触及#3主变110kV侧引出线C相，引起#3主变对铁丝放电，并造成#3主变110kV侧C相与330kV侧B相弧光短路，#3机变差动保护动作，引起#3机组跳闸。又因为#3主变330kV侧3303开关拒跳及失灵保护未动作，造成了事故的扩大。

#4机反时限不对称过流保护动作，3305开关跳闸，#4机组与系统解列，带厂用运行；#2主变330kV侧中性点零序保护动作跳闸，110kVⅡ段母线失压，#2高变失压，厂用6kVⅡ段母线失压，#2炉灭火，#1机单带地区负荷，参数无法维持，发电机解列。两条线路对侧开关跳闸。二、事故处理过程

#4机与系统解列后，带厂用电运行。16时11分，韩金线金锁变侧充电成功，该电厂3302开关给#2主变充电正常，110kVⅠ段，Ⅱ段电压恢复。17时23分#4发电机并网；17时41分，#1发电机并网；19时44分，#2发电机并网；8月4日2时44分，#3机组启动，机变零启升压正常；7时36分，#3机组并网。三、事故暴露问题1、生产组织混乱。《工程施工安全组织措施》、《工程施工方案》虽然明确了大部分施工只能在停电的情况下进行，但对前期的现场测量、准备工作没有明确的要求。该厂对多种经营承担的有关生产工作，如何计划、安排组织，缺乏相关的管理制度，多种经营部门也不参加生产调度会。多经公司安排的现场工作人员没有电气专业人员，施工前也没有安排组织学习相关的安全工作规程，对在带电区域进行测量工作没有认真分析工作可能存在的风险，没有制定工作方案。工作开始前，没有向生产部门提交相关的工作计划、安排，工作的组织存在随意性。2、工作票签发、许可随意。电气检修车间同意配合开工作票并派监护人，但车间技术员、工作票签发人变电班班长、变电班制定的工作监护人，对涉及带电区域的工作，均没有认真了解工作内容和工作方法等，对工作中可能存在可风险缺少必要的分析环节。工作票执行全过程存在漏洞，签发、许可、安全交底以及危险点分析、现场监护执行流于形式。3、“两票”执行的动态检查和管理不到位。该项工作从8月3日上午开始，直至发生事故，共在现场放置了六根铁丝。在此过程中，监护人员对此严重违章和可能造成危险后果视而不见，没有进行及时纠正和制止。也没有相关的领导、技术人员及安全监督人员发现和制止。4、设备维护管理不到位。该厂对所投用的WFBZ型微机保护没有进行认真的检查和相关试验，对保护中存在问题底数不清，由于3303开关接点虚焊的缺陷没有及时发现和消除，造成故障点无法隔离，导致事故扩大。同时也说明该厂安全质量专项治理工作流于形式，对集团公司要求开展的保护自动装置和二次回路的安全质量专项治理活动不深不细。5、人员安全意识淡薄，安全教育缺位。在带电区域使用铁丝作测量绳危险极大，而且危险性具有很强的可预见性，但工作人员对危险缺少起码的感知和自我保护意识，监护人员对危险也是麻木不仁，表明企业在员工的应知应会的教育上存在严重的缺位。四、落实整改措施

1、严格执行工作票制度。各单位要认真落实集团公司关于“两票三个100%”规定，加强两票的动态检查和监督工作；安全监督部门要对两票执行存在的问题要及时进行通报和考核，并向安全第一责任者汇报。生产车间代多种经营或外委工程开工作票时，必须对工作的开行性、必要性、工作方案、工艺进行审查，由负责填写工作票的车间或班组组织进行危险点分析工作，并制定相应的控制措施。所派出的监护人，必须是班组技术员、安全员及以上人员。2、按照综合治理的原则，健全生产指挥体系，保持政令畅通。生产现场的管理必须进行统一指挥。多种经营企业承揽的生产工作，必须在统一的生产技术管理下进行。凡是承揽生产工作的多种经营，必须参加生产调度会议，相关计划性工作，必须提交相关工作计划。要加强生产工作的计划性和严肃性，未经生产调度指挥部门核准的工作，不得开工。3、强化员工安全意识教育和安全技能知识培训。加强工作人员对作业现场的危险源和危险因素的辨识、分析和控制能力以及应对突发事件能力的培训，完善作业现场员工必须具备的应知应会培训工作管理，规范现场作业人员的工作行为，夯实安全基础。4、吸取教训，全面进行排查。结合安全质量专项治理活动，各分、子公司要组织专家组对所管理企业继电保护定值管理工作进行一次认真的检查。重点是相关的规程、标准、文件是否齐全、有效；定值计算、审核、批准、传递、变更管理是否规范；与电网调度部门的管理界面是否清晰；主保护、后备保护的配合是否符合配置原则；试验、传动工作是否严格执行规程规定的方式、方法；积极向电网调度部门提出申请，创造条件进行试验；对在调度部门进行备案的保护定值、相关资料，组织进行一次全面核对。案例三一、主要设备情况：华能汕头电厂为2×300MW机组，锅炉为东方锅炉厂生产制造，型号为DG1000/17.6-Ⅱ，燃煤，亚临界自然循环汽包锅炉；汽轮机为俄罗斯列宁格勒金属工厂制造，型号为к-300-170-3，亚临界一次再热、单轴、三缸三排汽、凝汽式汽轮机；发电机为俄罗斯列宁格勒电力工厂制造，型号为TBB-320-2EY3，冷却方式：水-氢-氢。#1机1996年12月20日投产，最近一次大修时间：1998年12月1日至1999年1月19日；#2机1996年11月30日投产，最近一次大修时间：2001年11月20日至2002年1月2日。二、事故前工况：

＃1机组负荷260MW，＃2机组负荷300MW；220kV双母线并联运行，220kV四条出线正常运行，220kV起动备用变压器空载运行；6kV厂用电母线由本机高厂变工作电源供电，其备用电源由220kV起动备用变压器供电，处于热备用；＃1机组循环水泵A、B运行，＃2机组循环水泵A运行，B泵备用，＃1、2机组循环水泵出口母管联络门开启状态。三、事故发生、扩大和处理情况：7：42运行三值＃2机主值班员刘达宏换盘后，在#2机监盘位置上透过集控室玻璃窗，看到＃1机汽机大罩内（＃5轴承箱处）内冒烟，且看到火光，立即报告值长张俊卿。值长张俊卿一边命令#2机长张美贵电话通知厂消防队，一边与＃1机长李立雄一起前往现场。值长张俊卿跑到＃1机大罩扩建端小门（#5轴承箱处），看到#1发电机汽侧密封瓦氢侧回油观察窗上方，有一个火焰在燃烧，其火焰高度没有超过＃5轴承箱巡检平台（高度1.1米），立即转身拿灭火器准备灭火。此时，一声爆燃声，一团火球冲向主厂房屋顶，随即大罩内壁局部着火。值长张俊卿和机长李立雄没有受到人身伤害。7：45值长张俊卿立即回到集控室，下令#1机紧急停机。#1机机长李立雄手动MFT，汽轮机跳闸，发电机跳闸，厂用电自投不成功，厂用电失去；＃1机组循环水泵A、B失电。#2机机长张美贵在#1机立盘上准备关闭＃1、2机循环水泵出口联络门，发现操作指示灯不亮。7：47#2机主值班员刘达宏启动#2机备用循环水泵B成功，6秒钟后，＃2机真空低保护动作跳闸，锅炉MFT，发电机跳闸，厂用电自投不成功。值长张俊卿汇报中调值班员苏瑞文。7：48厂消防队员赶到现场，参加灭火战斗。同时厂领导和检修、运行等部门的人员很快赶到现场，指挥和参加事故处理。

7：50运行部电气专工单涛检查发现220kV220kV起动备用变压器差动保护动作信号继电器KH8掉牌，跳闸。电气值班员江国兴启动事故柴油发电机。7：51＃1机大罩内壁明火扑灭，消防人员保护现场。7：52

#1机转速到零，手动盘车。7：57

#2机转速到零，手动盘车。8：00检修部电气专工和运行部电气专工对220kV起动备用变压器本体检查未见异常，瓦斯继电器内油质正常；#2发电机故障录波器录下启备变低压侧开关（061和062）电流波形，分析发现启备变低压侧电流大,且含较大直流分量,初步认为220kV起动备用变压器无内部故障，差动保护误动。经厂领导同意，暂时退出220kV启备变差动保护，启备变试送电成功。8：15＃1、2机组厂用电恢复。8：16＃2机投入连续盘车。逐步启动辅助设备。8：31＃1机投入连续盘车，偏心率55微米（标准小于70微米）。13：11＃2炉点火。15：30

#2机并网，机组运行正常。4月29日6：20＃1炉点火。4月29日9：15

#1机并网，机组运行正常。（事后核对#1与#2机计算机上时间相差1分42秒，计算机SOE记录：#1机组7：44：53跳闸，#2机组跳闸时间为7：49：19，因此，#2机组实际跳闸时间：7：47：37。＃1、2机组跳闸时间间隔2分44秒。）四、事故原因及扩大原因1、事故原因：＃1发电机汽侧密封瓦氢侧回油窗镜面（φ12）爆破，发电机内部0.39Mpa压力的氢气通过该回油窗喷射，发电机氢压急剧下降，机组手动紧急停机。事故现场勘查发现与15米汽机运行层平齐的＃1发电机汽侧密封瓦氢侧回油窗及连接管道，以及相邻＃1发电机汽侧密封瓦空侧密封油回油管，均没有被火焰烧过的痕迹，且管道黄色油漆依然清晰；＃1发电机汽侧密封瓦氢侧回油窗东北两侧＃1机＃5轴承箱巡检平台立面面板有被高温火焰烧过的痕迹，但表面发白没有炭化物质，且其上台面铝板被部分熔化；＃1发电机汽侧密封瓦氢侧回油窗上安装的照明灯罩依然在该回油窗上，其灯头及电缆线与油窗上灯座脱离，灯泡破碎；该回油窗镜面向下，其镜面上有一个与该油窗照明灯罩前部形状一样的呈三角状缝隙；该照明灯罩对应灯泡处发现罩体穿孔；该油窗南侧汽机大罩内部连接橡胶密封条（宽10cm）被烧坏，大罩内面局部油漆被烧。第一个到现场目击者运行三值值长张俊卿发现在＃1发电机汽侧密封瓦氢侧回油窗没有爆破前看到其上方有火焰。根据上述现象分析，事故调查分析认为：由于＃1发电机汽侧密封瓦氢侧回油窗法兰先渗漏氢气，其照明灯具突然故障爆裂引发明火点燃，氢气燃烧温度可以达到2777℃，火焰烘烤到该油窗镜面（有机玻璃），使其强度下降，在发电机内部369kPa的氢压作用下，鼓包顶到已被烤热的灯罩，灯罩前部的三角形将有机玻璃镜面烙了一个三角形的缝隙致使大量氢气外漏，引起氢气爆燃，同时喷溅在汽机大罩内壁上的密封油引起大罩内壁局部燃烧。2、事故扩大的原因：＃1发电机解列后，厂用电自投过程中由于备用电源自投装置的快切逻辑中无同期鉴定，手动紧急停机时，厂用备用电源与母线残压非同期，备用进线开关合闸时产生较大的冲击电流（A相6.4KArms，直流分量12.33KA），加上220kV起备变差保护（带比例制动和涌流制动）A相定值漂移导致误动跳闸，失去了备用电源，＃1机组厂用电中断。＃1机组循环水泵A、B失电，造成两机三循泵运行的＃2机因单泵运行时凝汽器循环水压力低，低真空保护动作跳机，厂用电中断，酿成全厂停电重大事故。详见《起备变差动保护装置误动原因分析报告》五、事故损失情况事故及处理过程中没有发生人身伤害；#1机组设备未损坏，少发电量约650万kWh；＃2机组设备未损坏，少发电量约216万kWh。六、暴露问题：

1、＃1发电机汽侧密封瓦氢侧回油窗法兰面发生氢气泄漏，其照明灯具灯泡破碎时引发明火，点燃周围氢气，火焰烧着附近化妆板油漆并引发烟雾，回油窗被火焰烘烤后镜面受热强度下降，管内369kPa的氢气冲出，形成氢气爆燃。2、厂用电快切方式无同期鉴定，有可能产生较大的冲击电流；220kV起动备用变压器差动保护装置（俄供ДЗТ-21Y3型）不可靠，运行中定值发生漂移，厂用电切换时220kV起动备用变压器差动保护误动作跳闸，厂用电中断。3、汽机与发电机之间的巡检平台为整块铝板结构，存在死角。在本次事故中，由于＃1发电机汽侧密封瓦氢侧回油窗镜面爆破后，溢出的氢气扩散到巡检平台内部的死角，集聚的氢气发生爆燃，从而使巡检平台台面爆裂。4、在事故处理过程中，运行人员执行三台循环水泵供两台机组运行方式的安全技术措施不够迅速、及时。5、运行人员事故处理能力有待提高，事故预想不足。七、防范措施：1、立即拆除＃1、2机轴承回油窗照明灯具；运行人员和检修人员使用手电检查轴承回油。2、高度重视汽轮发电机组的漏氢、漏油缺陷管理工作，做到及时发现、及时消除；发电机漏氢率要达到厂家规定标准。3、研究制定保厂用电的可行措施，对照有关标准要求，研究、制定厂用电切换（备用电源自投），确保厂用电切换的可靠性和安全性，将冲击电流限制在安全的水平内。当一台机组跳机厂用电自投不成功时，要确保另一台机组安全运行。4、220kV起动备用变压器差动保护装置的检验周期，由俄罗斯规程规定的3年缩短为1年；每三个月测量差动继电器不平衡电压（启备变带较大负荷）；继续加强对启备变等主设备保护的日常巡检工作；测试差动继电器的制动特性。制订220kV起动备用变压器差动保护装置改造方案。5、组织研究确保循环水系统可靠运行的技术措施，在该措施制定之前，循环水系统按照单元制运行。6、在汽机与发电机之间巡检平台台面铝板上开通风孔，防止局部集聚氢气；现场改造工作应综合考虑设备运行的安全性。7、将本次事故编成典型事故案例，教育全厂职工，警钟长鸣。8、加强运行人员反事故演习和事故预想的培训，提高运行人员事故处理能力。运行部要总结本次事故经验教训，制定切实可行的事故处理预案，并组织演习。9、正确处理好安全与经济的关系，切实解决影响机组长周期安全稳定运行的各种问题。案例四事故经过：2006年10月14日事故前#1机组运行情况：#1机组负荷560MW，B、C、D、E磨运行，A、B汽泵运行，AGC、RB投入，定压运行方式，220kV正、负母线运行，某厂2K39开关运行于220kV正母，#1发变组2501开关在正母线运行，启备变2001开关运行在负母，处于热备用状态，#2机组省调调停，某厂2K40线路省调安排检修。#1机组单机单线运行方式。10月14日中班，值际三值，值长陈×。接班时（17：00）某厂2K40线路检修工作已结束，等待调令恢复。接班后值长接省调预操作令，副值王×（主要事故责任人、主操作人）准备好某厂2K40线路恢复的操作票，经审查操作票无误后，在调令未下达正式操作令前，17：40值长（陈×）令值班员王×（副值）、明××（主值、监护人）（主要事故责任人）按票去进行预操作检查，因调令未下达，只对线路进行预检查，值长未下达操作令，所以操作票未履行签字手续。17：45调令正式下达给值长陈×，某厂2K40线路由检修转冷备用（所有安全措施拆除，断开某厂2K404-3地刀）。此时值班员（王×、明××）已去现场（升压站内），值长未将值班员叫回履行完整的操作票签字手续，将操作令下达给单元长王××（次要事故责任人），由单元长王××去现场传达正式操作令。单元长到现场（升压站内）后向主值明××、副值王×下达操作令。随后由值班员（王×、明××）执行断开某厂2K404-3地刀的操作，该项操作（某厂K404-3接地隔离开关操作箱）执行无效（操作中发现地刀拉不开），按票检查操作内容无误，单元长帮助明、王二人一起到继电器楼检查上一级操作电源正常，并汇报值长联系检修二次班处理。在等待检修人员到场期间，王××由到升压站2K404-3地刀处复查操作电源正常。随后对某厂2K40开关状态进行检查，发现2K40开关有一相指示在合位（实际为某厂2K39的C相，此开关为分相操作开关）。此时明××、王×也由继电器楼回到升压站，王××遂向二人提出某厂2K40开关状态有一相指示不符。告知二人对某厂2K40开关状态进行检查核对确认，单元长王××准备返回集控（NCS）进行再次盘上核对某厂2K40开关状态，此时明、王二人在升压站内检查该相开关（实际为某厂2K39的C相）确在合位。主值明××已将操作箱柜门打开，也未核对开关编号并将远方、就地方式旋钮打到就地，副值王×在就地按下分闸按钮，造成该相开关跳闸，某厂2K39开关单相重合闸启动，但是由于某厂2K39开关运行方式打在就地方式，某厂2K39开关未能重合，开关非全相保护延时0.8秒跳线路两侧三相开关，造成我厂与对岸站解列，事后确认分开的是某厂2K39开关C相。18：24集控室值班人员听到外面有较大的异音，立即检查四台磨运行情况均正常，集控监视DCS画面上AGC退出，负荷骤减，主汽压力迅速上升，立即手动停E、D磨，过热器安全门动作，B、C磨跳闸，炉MFT，集控室正常照明灯灭，手动投直流事故照明灯，集控监视CRT画面上所有交流电机均停（无电流），所有电动门均失电，无法操作。确认#1机组跳闸，厂用电失去，（锅炉首出燃料丧失，汽机首出EH油压低，电气低频保护动作）。值班员检查柴油发电机联动正常，保安段电压正常（就地检查柴发油箱油位正常）。汽机主机直流油泵、空侧密封油直流油泵、小汽机（汽动给水泵）直流油泵均联动正常，锅炉空预器主马达跳闸，辅助马达联启正常。立刻手启机侧各交流油泵，停止各直流油泵且投入联锁，启动送风机、引风机、磨煤机、空预器各辅机的油泵。同时将其他各电机状态进行复位（均停且解除压力及互联保护，以防倒送电后设备群启）。19：22

恢复220kV系统供电。19：53启备变供电，全面恢复厂用系统供电。21：02

启电泵，炉小流量上水。15日00：10

启动送、引风机，炉膛吹扫完成，具备点火条件。15日03：27

炉点火。15日05：30汽轮机进行冲转。15日06：07#1发电机并网成功，带负荷。15日08：20

：机组负荷270MW，A、B、C、D磨运行电泵、A小机运行，值长令对锅炉炉本体全面检查时，运行人员就地检查发现B侧高再处有泄漏声，联系有关专业技术人员确认为高温再热器爆管，汇报有关领导及调度。13：00调度下令#1机组停机，

15：42

发电机解列。原因分析：操作人员走错间隔，误分带电设备此次事故的原因是事故当事人违反了一系列规章制度：1)

在倒闸操作过程中，未唱票、复诵，没有核对开关、刀闸名称、位置和编号就盲目操作，违反了《安规》第2.3.1条："操作前应核对设备名称、编号和位置，操作中还应认真执行监护复诵制"的规定。2)

操作中为减少操作行程，监护人和操作人在操作进行中违反《安规》第2.3.5.3条"不准擅自更改操作票，不准随意解除闭锁装置"的规定，和《安规》第2.3.4.2条：操作票票面应清楚，不得任意涂改。3)

操作中随意解除防误闭锁装置进行操作，违反了《安规》第2.3.6.4条：操作中发生疑问时，应立即停止操作并向值班员（单元长）或值班负责人（值长）报告，弄清楚问题后，再进行操作，不准擅自更改操作票，不准随意解除闭锁装置。违反了运行管理《防误装置管理制度》。4)

操作中监护人帮助操作人操作，没有严格履行监护职责，致使操作完全失去监护，且客观上还误导了操作人。5)

违反了《电业安全工作规程》第2.3.3.1条关于"特别重要和复杂的倒闸操作，由熟练的值班员操作，值班单元长或值长监护"的规定。担任监护的是一名正值班员，不是值班负责人或值长。6)

值班人员随意许可解锁钥匙的使用，没有到现场认真核对设备情况和位置，违反了《防误锁万能钥匙管理规定》。7)

现场把关人员对重大操作的现场把关不到位，运行部管理人员没有到现场把关，没有履行把关人员的职责。8)

缺陷管理不到位，母线接地刀闸的防误装置存在缺陷，需解锁操作，虽向检修部门做了专门汇报和要求，但未进一步跟踪督促，致使母线接地刀闸解锁成为习惯性操作，人员思想麻痹。9)

危险点分析与预控措施不到位，重点部位、关键环节失控，对主要危险点防止走错间隔、防止带电合地刀等关键危险点未进行分析，没有提出针对性控制措施。暴露的问题1）责任心不强，违章、违纪现象严重。这次误操作就是一系列违章所造成。暴露了管理人员、运行人员责任心不强，不吸取别人的、过去的误操作事故经验教训，现场把关失职，操作马虎了事，违章操作。2）贯彻落实防止误操作事故措施不到位。3）危险点分析与预控措施未到位。这次事故暴露了在运行操作中，对走错间隔、带电合地刀及母线接地刀闸长期解锁操作等关键危险点未进行分析，没有提出针对性控制措施。反映了升压站运行操作标准化与危险点分析流于形式的现象还相当严重。4）现场把关制度流于形式。在本次事故中，在现场把关的管理人员没有履行把关职责，没有起到把关的作用。5）操作人员执行“两票三制”不严格，安全意识淡薄。6）未严格执行操作监护制度，操作中未认真执行“三核对”，操作人和监护人应同时核对设备名称、编号、位置、实际运行状态与操作票要求一致。7）重大操作前的模拟操作与事故预想准备不充分。8）未严格按照规程规定执行，在就地随意对220kV系统设备进行操作。9）操作员在操作中断后执行与票面工作无关的内容，安全意识需加强。10）操作人员技术水平有待进一步提高。11）在单机单线特殊运行方式下，未做好事故预案和防范措施。防范措施：1)

相关领导已向该电力公司发出安全预警，并提出了整改要求和措施，要求在事故分析会中各部门应深刻分析，认真吸取教训。2)

事故当天公司总经理就误操作事故对全公司安全生产提出了具体要求，对事故分析要严格按照"四不放过"的原则，严肃处理责任人，深刻吸取事故教训，举一反三，采取有效措施，强化责任，落实措施，迅速扭转安全生产被动局面。3)

严格按照"关于防止电气误操作事故禁令"要求，认真、准确、完整的执行好操作票制度，严禁任何形式的无票操作或增加操作程序。微机防误、机械防误装置的解锁钥匙必须全部封装，除事故处理外，正常操作严禁解锁操作。公司重申解锁钥匙必须有专门的保管和使用制度。电气操作时防误装置发生异常，必须及时报告运行值班负责人，确认操作无误，经当班值长同意签字后，解锁钥匙管理者必须亲自到现场核实情况，切实把好操作安全关。随意解锁操作必须视为严重习惯性违章违纪行为之一，坚决予以打击。如再次发生因解锁而引起的电气误操作，将加重对相关责任人的处罚和对该主管单位的主要负责人的责任追究。4)

严格按照国电公司发布的"关于防止电气误操作事故禁令"要求，认真、准确、完整的执行好操作票制度，严禁任何形式的无票操作或改变操作顺序。5)

按《防止电气误操作装置管理规定》和《关于加强变电站防止电气误操作闭锁装置管理的紧急通知》要求，认真管理和使用好电气防误操作装置。变电站防误装置必须按照主设备对待，防误装置存在问题影响操作时必须视为严重缺陷。由于防误缺陷处理不及时，生产技术管理方面应认真考核，造成事故的，要严肃追究责任。6)

全面推行现场作业危险点分析和控制措施方法。结合实际，制定危险点分析和预控措施的范本和执行考核的规定，规范现场作业危险点预测和控制工作，把危险点分析和预控措施落实到班组、落实到作业现场。作业前对可能发生的危险点要进行认真分析，做到准确、全面、可行和安全，控制措施必须到位到人，确保现场作业的安全。对《危险点预测与控制措施卡》流于形式或存在明显漏项的，要实行责任追究制。具体整改内容：1）220kV系统线路接地刀拉、合时都要将线路的电压互感器的小开关合上才能操作（应符合防止电气误操作，“五防”的要求）。由计生部和运行部拿出意见，并对操作票进行修改。2）220kV系统开关站内，防止误操作锁进行一次全面检查，更换新锁，制定相应措施。3）重大设备进行系统操作，运行部部门领导、专工及其有关人员应到现场监护，制定出相关制度。4）升压站内各个单元开关、刀闸应有明显的分离区域，以防今后误走错间隔。5）220kV系统线路单线运行时，公司与张家港供电公司协商，运行调度提出申请店岸变要求有人值班；6）运行电气规程进行复查，特别是操作票，写出标准票，指导运行正确对设备和系统的操作。检查规程，进行修补，在规程没有修订前，制定具体措施。7）加强技术培训，提高全员的技术操作水平，严格执行“两票三制”，开展危险点的分析工作，严禁无票作业。8）加大奖惩力度，提高职工的安全意识。案例五一、事件名称:厂用电全失1号机组跳闸事件二、事件等级：

一类障碍

类别:线路故障三、事件起止时间：2018年05月03日02时19分至05月03日02时29分四、主设备情况：电站锅炉为哈尔滨锅炉厂有限责任公司设计、制造的HG-2094/25.4-HM16为超临界变压直流炉、一次再热、平衡通风、采用切圆燃烧方式、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Π型锅炉，同步建设烟气脱硫，预留烟气脱硝位置。汽轮机型号为：N660-24.2/566/566。汽轮机型式：超临界、一次中间再热、三缸四排汽、单轴、双背压、凝汽式汽轮机。发电机采用东方电气股份公司生产的QFSN-660-22C型三相同步汽轮发电机。500kV配电装置分为GIS室内配电装置和GIS室外设备两部分，主变高压侧至GIS室采用架空线，线路避雷器、电容式电压互感器、高频阻波器、高抗布置在室外，其他部分布置在室内，GIS配电装置采用3/2接线。GIS由两个完整串，一个不完整串，Z字折线紧凑布置。第1串1号发变组、出线JAMSHORO,第2串2号发变组、出线NKI,主变和线路采用交叉接线，第0串为启备变，通过两个开关从Ⅰ、Ⅱ母取得电源。升压站所有保护均投运。五、异常事件前工况：1号机组运行正常，机组负荷640MW，厂用电系统运行正常，快切装置备用正常；1号机UPS、直流系统运行正常，1、2号机柴油发电机热备用正常；高、低压加热器运行正常，六大风机运行，1A-1F磨煤机运行，1A、1B汽动给水泵运行，电动给水泵备用良好，1A、1B循环水泵运行，0号循环水泵备用良好，1号辅机冷却水泵运行正常，0号辅机冷却水泵备用良好；锅炉总燃料量302t/h，给水流量1958t/h，主汽压23.4MPa，主汽温度556℃，再热汽温557℃，再热汽压4.03MPa，炉膛负压-60pa，总风量1921t/h，凝汽器真空-91.2KPa，热一次风压10.1KPa；2号机组停运。500kV升压站线路一（JAMSHORO）投运，线路二（NKI）投运，启备变投运，2号机组停运,B1串B1Q1、B1Q3、B1Q2断路器均在合闸位，B0串B0Q1、B0Q3断路器均在合闸位，B2串B2Q1、B2Q3、B2Q2断路器均在合闸位，线路一电抗器B1Q5断路器在合闸位、线路二电抗器B2Q5断路器在合闸位，线路一、线路二重合闸装置转换开关在1P/3P位置。六、异常事件发生、扩大和处理情况：5月3日02:19:44500KV升压站线路二距离保护装置A相故障距离Ⅰ段保护动作,B2串线路二B2Q1、B2Q3A相断路器跳闸，线路重合闸成功，合上B2Q1、B2Q3A相断路器,线路二A、B、C三相带电。02:24:35500KV升压站线路二距离保护装置B相故障距离1段保护动作，B2串线路二B2Q1、B2Q3B相断路器跳闸，线路重合闸闭锁未重合（重合闸重合时间间隔定值为5分钟），2.527秒后B2Q1、B2Q3断路器非全相保护动作跳开B2Q1、B2Q3

A、C相断路器。02:28:08

500KV升压站线路一距离保护装置A相故障距离1段保护动作，B1串线路一B1Q2、B1Q3A相断路器跳闸，线路重合闸成功，合上B1Q2、B1Q3A相断路器。02:28:09500KV升压站线路一距离保护装置B相故障，合闸于故障跳开B1Q2、B1Q3断路器A、B、C三相。02:28:091号发变组主变非电量保护装置非电量3动作（热控ETS停机），1号机跳机，厂用电失电。02:28:09

1号汽轮机转速飞升至3307rpm，汽轮机超速保护动作，发电机、锅炉联跳。02:28:101号汽轮机转速最高升至3381rpm后开始下降。1、2号机组主机直流润滑油泵及顶轴油泵、小机直流润滑油泵、发电机直流密封油泵联启正常。1、2号机组柴油发电机联启正常，保安段带电正常，将各直流油泵切至保安段接带。1、2号汽轮机紧急破坏真空，关闭各疏水手动阀，切断所有凝汽器的疏水排汽。通知化学、输煤、除灰、脱硫专业厂用电源消失，复位所有跳闸设备。02:28:21

锅炉主汽压至26.98MPa，A、B侧1号PCV阀联锁打开。02:30A、B侧1号PCV阀联锁关闭，DCS发现B侧1号PCV关信号未来，就地测量阀后温度140℃，且伴有轻微的漏汽声。02:29:531号汽轮机转速至2480RPM，联锁启动交流顶轴油泵。02:32

对1、2号发电机氢冷系统紧急排氢，02:45氢压至200kPa。02:35

断开11kV公用1C、2C段电源开关11C、11C1、12C、12C1。拉开各辅助变高、低压侧开关，拉开各MCC电源开关。02:422号汽轮机转速至零后投入盘车装置运行。02:521号汽轮机转速至零后投入盘车装置运行。02:57接NPCCMubashirKhan令，合上B2Q1、B2Q3、B0Q1、B0Q3、B1Q2开关，500kVI、II母及启备变受电正常。02:59JAMSHORO和NKI线路再次失压，立即断开以上开关。NPCCMubashirKhan告知将对JAMSHORO和NKI线路进行仔细检查，线路暂不恢复。11:25NPCCFAROOQJAN令依次合上500kV升压站B1Q2、B1Q3、B1Q1、B1Q5、B2Q1、B2Q3、B2Q2、B0Q3、B0Q1和B2Q5开关，12:36操作完毕，升压站500kVI、II母及启备变带电正常。12:55

分别合上1、2号机组11kV备用进线11A0、11B0、12A0、12B0开关，11kV1A、11kV1B、11kV2A、11kV2B段母线带电正常，开始厂用电恢复，16:30恢复完毕。七、事件原因初步分析：1、事故直接原因分析：1)

经检查线路一保护1A屏距离保护装置P446面板A相故障跳闸指示灯亮、距离1段跳闸指示灯亮,报文为：2018年5月3日02:28:08.374距离1段动作,A相跳闸，故障定位507.2mΩ,故障前电流:A相260.2mA、B相265.2mA、C相267.8mA，N相5.124mA，故障前电压：A相65.93V、B相66.34V、C相65.83V、N相0V，故障时的电流：A相1.432A、B相639.3mA、C相256.1mA，N相2.175A，故障时电压：A相2.192V、B相60.97V、C相60.01V、N相48.70V。2)

经检查线路一保护2屏距离保护装置7SA522保护面板距离1段跳闸指示灯亮，B相启动指示灯亮，合于故障指示灯亮。报文共3次动作记录，报文1为：故障发生时间为2018年5月3日2:28:08.39，A相故障电流3.69KA，故障点距离为3.8Km，跳闸A相。报文2为：故障发生时间为2018年5月3日2:28:09.78，A相电流0KA，B相电流3.31KA,C相电流0.17KA,故障点距离为2.1Km，跳闸3P。报文3为：故障发生时间为2018年5月3日3:26:32.79，A相故障电流0.33KA，故障点距离为8.3Km，跳闸A相。3)

经检查线路二保护1A屏距离保