电气工程电气事故案例

电气工程事故案例篇一：一、事故经过：5月12日早7：30分4#机跳闸。当时无电气故障现象，机、电、炉各运行参数正常，事后调各运行参数曲线亦正常。经多方查找原因未有很合理的解释，机组于9：52并网。二、事故处理及分析：事故时，热控、电气二专业人员均在现场查找原因。调出报警记录为：7：29：51.914DEH故障跳闸(小数点后单位为毫秒，下同)7：29：51.953发电机故障跳闸7：29：56.271非电量保护跳闸7：30：5.216A侧主汽门关闭以下为跳机后的一些报警，如轴掁大跳闸等。从事故记录看应是DEH故障跳闸引起发电机跳闸，但DEH无直接跳发电机功能，只有DEH先关主汽门才能去跳发电机，违反了正常逻辑关系，断定是误跳。为证实热控动作记录的正确性，后将电气故障录波器打印信息调出，动作顺序为：7：30：01热工保护动作30：01.058发电机跳闸开始30：01.077发电机跳闸结束以下记录为厂用系统跳闸记录。该记录与热控记录顺序相符。时间相差较多是因为电、热两个系统本身时间误差，后人工对时电比热控约快4.5秒。电、热首出记录及顺序相同，可断定为热控保护首先动作引起。为找到误跳原因，热控、电气二专业人员查找各种报警记录，将二专业所有报警信息全部集中，分析对照得出结论仍是DEH先故障跳闸，再引起发电机跳。后又将电气至热控可引起跳闸的联系电缆折开测绝缘正常，引起DEH故障跳闸的报警没有，运行参数无异常，找不出任何可以跳闸的原因。后热控、电气两专业人员一起分析下一步做法，决定利用3#机正处于停役机会做试验。热工人员拟订了试验步骤、方法并在中午休息时拟好方案打印5份。下午一上班热控、电气两专业人员即开始试验。试验由值长联系中调，值长按方案布置运行操作。先模拟4#机运行方式，将3#发变组出口刀闸拉开、开关合上。试验分四种：1、机头手动打闸；2、在ETS盘内短接发电机故障跳闸信号，即模拟发电机跳闸；检查机组动作情况。3、短接主汽门关闭接点模拟汽轮机跳闸检查发电机动作情况。4、发主汽门关闭信号同时去机、电检查汽机、电气动作情况。试验结果：第1个试验动作过程与4#机故障记录一致，其余三个均不同。第1个试验动作过程为：DEH故障跳闸发电机故障跳闸非电量保护跳闸A侧主汽门关闭其间隔时间分别为：4#机DEH故障跳闸----发电机故障跳闸0.039秒发电机故障跳闸---非电量保护跳闸4.318秒非电量保护跳闸---A侧主汽门关闭8.945秒3#机DEH故障跳闸----发电机故障跳闸0.029秒发电机故障跳闸---非电量保护跳闸10.78秒非电量保护跳闸---A侧主汽门关闭36.957秒其间隔时间虽然相差很大，但递增关系相符。可能的原因是3#机处于停役状态，而4#机为滿负荷运行状态。以上试验说明，可能是：某种原因引起DEH故障信号发出。同时引起机组跳闸。再分析引起DEH故障所有条件，再逐一排除。1.引起DEH故障所有条件有：1、就地打闸2、超速保护动作3、转速故障转速测量偏差大4、阀位校验故障校验偏差大5、挂闸油压低6、BTG盘(手操盘、立盘)紧急停机7、ETS跳闸机组保护跳闸现逐一排除。2、超速保护不可能，因发电机跳与机组同时，不可能超速。转速曲线也无此显示，热控无超速保护动作。3、转速测量偏差大也不可能，无此报警，且三取二，不可能同时二个传感器故障。4、阀位校验故障也不可能，因无此报警，也无此显示，且此保护只在开机前试验起作用，工况不符。5、BTG盘(手操盘、立盘)紧急停机需要人员至手操盘上操作，会被别人发现也不可能。6、ETS跳闸不太可能，一是无此报警，也无此现象，所调出的参数、曲线均无此记录。唯一有可能的即是1、就地打闸，但就地打闸装置需人为左旋再拉出才能跳闸，除非故意为之才有可能。至于人为误碰接点，因接点位于里面，人要伸长手臂才能触及，人为可能也是很小的。但不排除该接点电缆绝缘不好短路引起，这种短路为瞬时才有可能，因为未经处理事后掛闸开启正常。还有可怀疑的是5、掛闸油压即高压安全油压，该油压一无监视二无报警，若油压降低将导致主汽门关闭且同时跳发电机。事后检查过各电磁阀动作均正常。合肥厂运行人员反映合厂曾发生过遮断电磁阀微漏，导致安全油压下降关主汽门并跳发电机，现象与这次一样。运行及热控检查进出油管，虽有3℃左右温差，但断定不了是否有泄漏。就地油压表目前指示值无明显变化。另从故障记录发现，跳机后有一报警“轴承振动大跳闸”。其时间在“发电机故障跳闸”信号后12.9秒，但又在主汽门关前0.12秒。通过查看DCS系统历史趋势，在跳机发生时刻，#1-#5瓦均有不同程度的轴掁增大，其中#5轴X向轴振显示数值由8um突变为16um，1秒之后变为8um，同时发电机有功功率由136MW速降至零，说明此时#5轴X向轴振测量曾有过异常（如电磁干扰，电缆屏蔽接地、线路接触不良等），虽然监测到的5X轴振数值与轴振保护跳机值270um相差甚远，但由于记录系统采样时间周期为2秒，不排除在此采样周期内#5轴X向轴振显示数值曾有达到保护跳机值，进而导致ETS“轴振大跳机”保护动作的可能。考虑到报警时间误差较大，此点也是很值得怀疑。只是未经处理，开机后正常则无法解释。可直接跳闸的有关元器件故障与人为误碰有共同的特征，即无任何报警、异常现象，突然跳闸且无法分析原因。以上分析总结这次跳机可怀疑的原因是：1、就地打闸接点电缆绝缘不好，待停机后检验。2、安全油压因电磁阀微漏降低跳机，而且电磁阀动作跳机后又正常不漏了。(ZZ厂发生过)3、人为动就地跳机接点。三、教训及改进：1、引发DEH故障的条件因无报警首出记忆，给事故分析带来困难。应在DEH逻辑中增加故障首出记忆逻辑。2、各报警之间时间相差太大，同样给分析带来了困难。如：发电机故障跳闸与主汽门关闭相差13秒，若时间正确，则汽轮机早已飞车。显然DCS系统SOE记录时间有错，应予重新校对不同SOE模块间的采集时间是否同步。3、安全油压是重要参数，应在DCS操作员站中增加监视和报警，并增加运行趋势曲线。4、为防止#5轴X向轴振测量异常可能导致“轴振大保护”动作跳机，申请临时将#5轴X向轴振大保护解除，待机组检修时彻查测量回路、检测元件、电缆屏蔽接地等，确认系统正常后再投入。

篇二：一、事前工况#1机组负荷403MW，协调投入，给煤量185t/h，给水量1285t/h，1A、1B汽动引风机运行，1A、1B送风机运行，1A、1B一次风机运行，1A、1B汽动给水泵运行，1A、1B、1D、1E磨煤机运行。二、事件经过2017年12月14日17时06分10秒#1汽轮机跳闸，发电机出口开关断开、锅炉MFT动作；检查发电机灭磁开关断开，厂用电切换正常，汽轮机转速下降；检查汽轮机跳闸首出为主机润滑油箱油位低，检查发现主机润滑油箱油位1、3测点坏质量，汽轮机润滑油母管压力坏质量，凝结水系统部分测点坏点，主油箱油位2测点1295mm正常，就地检查主油箱油位1300mm，通知热工人员检查。（测点三取二动作正常，但是未加入品质判断）17时08分

启动电动热网循环泵后不出力，18时24分电动热网循环泵排空门见水后启动正常。17时17分

启动电动引风机，17时32分炉膛吹扫完成，17时28分启动电动给水泵，17时45分电动给水泵出口电动门打开后锅炉缓慢上水。18时00分锅炉储水罐见水，给水流量453t/h，18时29分锅炉点火成功，启动1A、1E制粉系统。19时47分

主汽温558℃、再热汽温541℃，主汽压9.26MPa、再热汽压力0.8MPa，汽轮机准备冲转；此时高旁调节阀反馈从60%突关至18%，且卡在18%无法操作，阀门指令未变，主汽压力快速上涨，紧急停1A、1E制粉系统，保持微油及两支大油枪运行，主汽压力最高升至12.8MPa，联关且闭锁操作361阀及361阀前电动门。（高旁为何会突然关闭至18%，是动力源导致的吗？）19时50分开锅炉PCV阀泄压，19时51分启动锅炉至辅汽供汽（汽轮机跳闸后启动#2启动锅炉，减温水调整门卡，无法打开停止#2启动锅炉；#1启动锅炉点火后无法加风停运，检修人员处理好#2启动锅炉减温水调整门后#2启动锅炉点火）19时52分主汽压力降至11.6MPa关PCV阀，恢复361阀及361阀前电动门。20:00高旁卡涩缺陷处理好，投入旁路系统。20时07分

锅炉MFT，首出为再热器保护动作。检查原因为处理高旁阀卡涩过程中主汽、再热汽压力低，为保持冷再压力（冷再带辅汽，辅汽供大、小机轴封及1A汽泵）将低旁关至3%所至。（低旁逐步关闭未及时发现，导致再热器保护动作）20时18分

锅炉吹扫完成，20时24分

锅炉点火成功，启动1A、1E制粉系统；期间处理1E制粉系统断煤将1E磨切至1D磨运行，断煤处理完成后启动1E磨，停止1D磨煤机（过程时间20:35——20:56）。21时30分

主、再热汽温577℃、551℃，（此机组的额定主汽温度为多少？600℃？）主、再热汽压9MPa、0.76MPa，汽轮机挂闸冲转。21时40分

汽轮机转速3000r/min。（由此算出极热态启动升速率为300r/min/min）22时09分

发变组并网成功。22时18分

切缸完成22时31分机组负荷165MW厂用电切成功。22时33分

1A汽动给水泵并入，退出电动给水泵运行，电动给泵出口电动门无法关闭，就地手动全关电泵出口手动门，23时29分停电泵；23时37分给水旁路切为主路完成；23时45分锅炉转干态运行；22时48分

启动1D制粉系统；23时57启动1B制粉系统后不下煤，15日00时27分1B制粉系统下粉正常后退出微油枪。00时37分并入1B汽动给水泵；00时47分脱硝入口烟温正常后投入脱硝喷枪，并入1A汽动引风机正常；02时30分并入1B汽动引风机，停止电动引风机。23时47分

机组负荷214MW投入热网C、D加热器，15日00时17分负荷300MW投入DEH内供热控制。三、异常原因分析1、主机润滑油箱油位1、3测点所在IO卡件为同一个DPU柜，DPU柜两路电源保险均熔断后DPU柜失电，因此主油箱油位坏点，又因坏点判断时间小于保护发出时间，因此在逻辑判断剔除坏点前汽轮机保护已动作。（坏点判断剔除时间小于保护动作时间，从而导致保护动作跳机）2、高旁突然关闭原因是什么并没有明确四、暴露问题1、运行人员对极热态启动过程操作不熟，每一步操作衔接不到位。2、现场设备出现缺陷较多，如A侧低旁阀减温水隔离门缺陷长时间未处理好，高旁阀在机组准备冲转时突关且卡涩，电动给水泵出口门关不上等缺陷严重影响事故恢复速度。3、运行人员在进行大量操作时不细致，操作幅度大；对逻辑学习不够，造成事故恢复中断。4、逻辑进一步优化，如主油箱油位低跳机，高低旁逻辑配合锅炉再热器保护进行优化，低旁减压阀投入自动后为何要开至70%等问题