火力发电厂电气事故案例大全.docx

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火力发电厂电气事故案例大全

电气事故

鸭溪电厂做50%甩负荷试验违章指挥造成#2高压厂变严重损坏（2005年）［序］2005年6月11日9时42分#2机组在做50%甩负荷试验过程中造成#2高压厂变损坏,给整个试运及机组移交后的安全运行带来了严重的影响,为吸取经验教训,落实责任,督促各部门认真执行和落实防范措施,特通报如下:

【事故经过】

2005年6月11日9时30分#2机组首次带负荷至150MW，准备做甩50%负荷试验，试验前由于考虑到甩负荷应接近运行的实际工况，厂用电未按试验方案倒至备用电源运行。

9时39分中试所试运指挥钟晶亮下令做甩50%负荷试验，运行值长向海扬接令并向中调申请同意后下令给电气运行副操王飞手动按下5022、5023开关跳闸按钮，同时锅炉手动停运B球磨机及D1、D4火嘴，机组甩负荷后带厂用电运行，汽轮机转速最高飞升至3061r/min，转速

下降后在2748~2870r/min之间波动，汽包水位随之大幅度波动（最高+160mm，最低-241mm），开大电动给水泵勺管开度至90%。

9时42分钟，晶亮下令用并切方式切换厂用电，电厂参加试运人员及时向其提出不能采用并切方式，但其继续下达了并切厂用电的命令，运行值长向海扬接令后又向电气运行副操王飞下达了并切厂用电的命令，王飞用并切半自动首先切换6kVⅡA段厂用电源,在备用电源开关6202合上后拉开工作电源开关6201时,#2发变组故障跳机,6kVⅡB段保护启动切换成功,检查高厂变复压过流，高厂变轻、重瓦斯，高厂变差动保护动作,#2高压厂变呼吸器处喷油。

事后对#2高压厂变吊盖解体检查发现低压侧A分支：

A相线圈扭曲；B相线圈上部有两处匝间短路；C相线圈下部有多匝线圈烧熔、铁芯9处损伤、10片局部烧熔。

【事故原因】

1．发电机甩负荷后转速不能维持3000r/min在2748～2870r/min之间波动是因为发电机带有厂用负荷，中缸排汽压力超过动作定值，造成OPC频繁动作所至。

2．#2高压厂变损坏的主要原因是发电机甩负荷后与鸭电线220kV系统已成为两个独

立的系统，由于错误地采用了并切厂用电的方式造成非同期合环，导致发电机振荡，在远大于高压厂变额定电流的振荡冲击电流长达10秒钟的交变冲击作用下引起。

（后从发电机录波数据中查核为1700A～8000A）。

【暴露的问题】

1．对汽轮机的热工保护不熟悉，未深入研究分析带厂用电甩负荷可能出现的问题，从

而未制定相应的措施

2．对错误的调度命令不认真分析核对，不动脑筋，盲目执行，层层把关不严。

3．培训工作、现场监护、监督工作不到位，未达到应有的效果。

【事故责任及考核】

此次事故的主要原因虽然是中试所下错了调度命令负主要责任，但参与试验的运行单位盲目的执行错误的调度命令也有不可推卸的责任：

1．当值值长向海扬作为调度指挥，对中试所下达的命令不把关，不加分析思索，盲目执行错误的调度命令负该次事故的主任责任，考核2000元。

2．当值电气副操王飞作为具体执行人，对值长下达的命令也不把关，未提出异议，负此次事故的次要责任，考核1000元。

3．生产运行部是该次事故的主要责任部门，对培训、现场监护把关不严，考核3000元。

4．运行部主任、副主任、电气专责负管理责任考核生产运行部安全第一责任人李永红

800元；考核生产运行部副主任李东林、王世海、王进、饶家洪、电气专职犹中常各1000元。

5．试运值班副总刘谢对现场把关不力，考核500元。

对分管运行的生产副厂长刘华考核300元。

【采取的防范措施】

1．加强技术培训，提高技术业务水平，特别是值长作为现场安全第一责任人更应该加强自身的学习。

2．严格遵守调度程序，保持清醒的头脑，凡事均要思考，做到层层把关，对调度命令要认真核对，不能盲目执行。

3．切换厂用电尽量不采用并切方式，如确需采用并切时应将系统运行方式核对清楚，并得到有关领导批准。

4．做甩负荷试验时应将厂用电倒至可靠的备用电源供电。

鸭溪电厂#1机由于人为和设备原因跳闸后事故扩大使#2机跳闸（2005年）

［序］2005年6月25日15时36分正值#2机组168小时试运结束，由于人为及设备原因造成#1机组跳闸，在处理过程中又因对公用系统的监视不力将事故扩大，导致#2机组相继跳闸，造成了极坏的影响。

事故经过】

6月25日500kV荷鸭Ⅱ回线路做电气预试及保护定检工作，5012开关处于断开位置；因#2高压厂变检修，#1启备变带6kVⅡA、ⅡB段运行，#1高压厂变带6kVⅠA、ⅠB段运行，6kVⅠA段快切投入，6kVⅠB段快切退出（注：

未投原因应该是由于启/备变已带#2机组的厂用电，考虑到启/备变容量不足，才退出6kVIB段快切的，快切装置没有问题）；A、B、C空压机运行，B工业水泵运行，#1机有功出力248MW，#2机有功出力300MW。

1．#1机组事故经过：

15:

36集控室事故音响及“旁路保护动作”硬光字牌发出，#1机组负荷甩到0，检查低旁全开，高旁未动作，交流油泵跳闸，值班员立即启动直流油泵运行，负荷瞬间升至107MW后，又甩到0；同时锅炉水位急剧下降至-265mm，立即抢合电动给水泵；15:

38，MFT发出，首出为汽包水位低三值，汽机跳闸，发变组跳闸，6kVⅠA段快切成功，6kVⅠB段失压，6104开关无合闸允许；锅炉、汽机PCⅠB段、保安PCⅠB段失压；锅炉、汽机保安MCCⅠB段失压；锅炉、汽机0米MCCⅠB段失压；锅炉热控配电盘失压；柴油发电机未联启，盘上手合不成功，在就地启动也未能启起（注：

据了解，当时柴油机是启动后跳闸的，主要原因是柴油机房设计不合理，进风量不足，带不起负荷引起）；立即手动拉开锅炉变、汽机变高压侧开关6139、6140，锅炉PCⅠB段、汽机PCⅠB段、保安PCⅠB段联动正常；手动合上保安PCⅠB段工作电源开关4913成功，保安PCⅠB段电压恢复；手动恢复热控配电盘电源；检查电动给水泵已跳闸，且无合闸允许，热工强制启动条件后启动电动给水泵向锅炉进水；A、B仪用空压机跳闸；B1空预器变频器跳闸，B2空预器变频器联启正常，B循环水泵及引风机电流到0；B汽动给水泵组及送风机跳闸；减温水电动门未联关，其余设备联动正常，6104开关由维护短接点后合闸成功；汽机手动关闭高、低压旁路，保安PCⅠB段电压恢复后启动主机交流油泵运行，1200r/min时启动A顶轴油泵。

6kVⅠB段电压恢复后，启动B侧引、送风机运行，吹扫点火，燃油进油快关阀不能开起，发现仪用压缩空气压力只有MPa，空压机全停，立即就地启动四台空压机运行，仪用压缩空气压力MPa

后点火，未点燃，手动MFT，再次吹扫后，投入四支油枪运行，因盘车投不上，锅炉熄火,

充分吹扫后保温保压。

16：

10，汽机转速到0，多次投运盘车未投上，手动盘车盘不动（注：

据了解，原因是盘车动力电源未送），立即再启动B顶轴油泵，停运真空泵，闷缸，开启真空破坏门，真空到0，停运轴封汽，16：

20，大机直流油泵跳闸，查为就地空开跳闸，合上空开后启动正常；16：

35，手动盘车180度，16：

40，电动盘车投运正常，盘车电流，大轴晃动60μm；18:

30重新点火，20:

01冲转，主蒸汽压力，主/再热蒸汽温度515℃/510℃，缸温460℃；20:

15冲转至全速、并网、逐渐加负荷

2．#2机组事故经过：

16：

03，#2机真空由KPa下降至，排汽温度由46℃上升至50℃；检查循环水压力，轴封母管压力；检查发现A真空泵入口蝶阀状态变为“蓝色”，立即手动启动B真空泵，但入口蝶阀未开启，立即令人就地检查。

真空继续下降至，排汽温度51℃，

解除低真空跳机保护。

手动将负荷由292MW降至240MW，主汽压力上升至。

锅炉投油枪助燃，但燃油阀不能开启，立即解除引风自动调整负压。

主汽压力，急停B磨，收风。

汽机真空-71KPa，排汽温度52℃，汽机继续降负荷至180MW，主汽压力上升至，高旁动作，低旁未动作（低真空闭锁）。

过热器安全门动作，真空维持在-71KPa左右，未见波动。

锅炉继续停运C磨，调整负压,负压在-680Pa～300Pa之间波动，炉膛火焰工业电视火焰正常，投油枪，但电磁阀还是开不出来，11:

08A真空泵跳闸，紧接着B真空泵跳闸，真空继续下降，就地抢合A真空泵，入口蝶阀未全开（保持在跳闸前状态），真空最低降至-69KPa，排气温度最高至60℃。

汽机继续降负荷，最低至60MW。

此时锅炉工业电视火焰闪动，炉膛负压-300Pa～400Pa波动，氧量%，工业电视无火，16:

12手动MFT，汽机跳闸，发变组跳闸。

16时14分重新点火，16时30分并网带负荷。

【事故原因】

1.#1机汽机DEH并网、脱网信号依据5011、5012开关的位置信号来判断，5011开关位置信号先送至升压站5012开关端子箱与5012开关位置信号并接后（x3:

60\x3:

64）再送至集控DEH屏。

由于x3:

60\x3:

64这两个端子紧固螺丝在安装时未紧固，维护人员在整理该端子箱内接线时，造成该端子松脱，DEH脱网信号误发，汽机OPC动作，调门关闭，发电机甩负荷，主汽压力升高，汽泵工作失常，电泵抢合后因开勺管幅度过大引起“过流Ⅱ段动作”跳闸，造成汽包水位急剧下降至低三值MFT动作，机组跳闸。

2．#1机组跳闸后6kVⅠB段因快切未投失压，#1公用变、#1供水变相应失压，A、B空压机跳闸，C空压机也因B工业水泵失压工业水压力低跳闸（注：

据了解，工业水泵有三台，但在DCS中联锁逻辑不正确），压缩空气压力下降造成#2机真空泵进口气控蝶阀工作失常下滑关闭了部份，引起汽轮机真空下降，锅炉在压负荷过程中因油枪控制气源压力过低而不能正常投用造成燃烧不稳，手动MFT。

【暴露的问题】

1．工作人员对保护、控制回路不熟悉，安全意识不强，工作前未按规定认真查阅图纸及进行危险点分析，未采取相应的安全措施。

2．运行人员对公用系统未引起高度重视，在特殊运行方式下未将公用系统的运行方式具体细化和作好相应的事故预想，对工业水泵保护、联锁的实施不落实、不督促，事故情况下又疏忽了对运行状况的检查。

3．运行人员对盘车的投运操作及真空泵的控制原理不清楚、不熟悉，对一直存在的投运盘车困难的问题未制定相应的措施。

4．DEH并、脱网信号设计不合理，误动机率大。

端子未紧固同时也反应了工程质检未到位。

【事故责任及考核】

1．#1机组跳闸的主要原因虽然是保护回路端子未紧固引起，但维护工作人员在工作前未认真分析危险点和采取必要的安全措施是导致机组跳闸的直接原因，因此该项工作的工作负责人徐杰应负主要责任，工作班成员何文旭负次要责任，班长赵辉安排工作不周、交待不仔细也应负相应的责任，胡正发、何祖民、王翔应负管理责任。

考核维护部2000元；考核徐杰1000元、何文旭800元、赵辉500元、胡正发300元、何祖民200元、王翔200元。

2．生产运行部对公用系统辅机联锁的投运不落实、不督促及在#1机组跳闸的情况下又疏忽了对公用系统的监视造成事故扩大，对#2机组的跳闸负主要责任；生技部对公用系统辅机联锁的投运落实不力也应负管理责任。

考核生产运行部2000元，生技部1000元。

【采取的防范措施】

1．在保护、控制回路上工作应严格执行安全措施票，认真分析危险点，做好事前预控工作。

2．对重要的端子进行标示、挂牌。

将#1~4机并、脱网回路进行更改。

3．加大技术培训力度，提高操作熟练程度，切实确保安全。

4、对公用系统等运行方式上存在的薄弱环节进行详细的检查调整，及时认真落实各辅机的联锁保护功能；

5、取消6kV工作分支复合电压过流闭锁备用开关合闸逻辑；

6、增加一路空压机冷却水源，在集控增加“空压机全停”报警硬光字牌；

7、对真空泵控制回路及入口气控蝶阀进行改造；

8、对此次事故中暴露出来的其它问题及时落实整改。

6kv断路器绝缘件湿污闪引起三相短路（1990年）

【事故经过】

1990年2月16日1时13分，上海某电厂厂用高压变压器3B在运行中突然爆炸起火，3号机发电机一变压器组大差动，厂用高压器3B重瓦斯等动作，机组解列，同时6kv3B段备用进线断路器过流和后加速动作，查出故障点为6kv3B段备用断路器下桩头三相因湿污闪对环氧拉杆沿面放电，引起厂用高压变压器3B爆炸，运行人员迅速排除故障，在事故发生31H后使3号机组恢复运行。

【事故损失】

少发电量万，直接经济损失19万多元，3号机停运21H。

【事故原因】

1.厂用高压变压器3B爆炸原因为动稳定设计标准偏低，制造厂按一般配电变压器设计，短路阻抗也偏小（%），不能承受实际短路电流冲击而引起爆炸。

段备用断路器下桩头三相短路原因：

该小车开关为北方某开关厂制造。

所用的小车环氧拉杆经中度所分析，表面漆膜易脱落，内部材料易吸潮，工艺粗糙，表面易积尘，受潮后发生沿面放电，引起短路故障。

【事故对策】

1.厂用高压变压器由制造厂重新设计制造。

小车开关污闪所措：

环氧拉杆母线支持瓷瓶绝缘涂复市郊硅脂，通知制造厂改进绝缘件材料（开关厂已提出新的改进措施），电厂准备在大修中逐步更换。

3.进开关室通风，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机组开机过程中出现机端过电压分析（2004年）

【事故经过】

2004年2月9日12时40分，黔北#1机组冷态开机过程中，当运行人员远方发开机令，（灭磁开关FMK已合闸）励磁调节器起励建压，机端电压上升到电压给定90%U，n集控CRT

报“A套调节器PT断线”信号，运行、维护人员赶到#1发电机出口PT端子箱处检查，发现励磁专用PTC相电压为0，A、B相相电压为57V，于是到#1发电机出口PT处检查，发现励磁专用PT（2YH）C相梭槽接触不良，同时发现励磁仪用PT相在冒火花，此时、集控CRT画面上机端电压突然上升到25kV，随即运行人员手动跳开灭磁开关，机端电压下降为0。

【检查分析】

在#1发电机机端电压建压以前，维护人员检查#1励磁调节器初始状态正常。

开机过程中，出现A套PT断线的原因是励磁专用PT（2YH）C相梭槽接触不良所至，SAVR2000调节器判断PT断线的原理是比较励磁专用PT和仪用PT之间的压差，当A套PT断线后，主机自动切换到B套调节器运行，而此时B套仪用PTC相发生断线。

此时B套调节器不能判断自身PT断线，（压差为0），但调节器判断机端低电压，实际机端电压存在，调节器判断测量值低于给定值，进行调节，使测量值等于给定值，导致机端电压上升。

调节器报警窗“A套PT断线”及6相脉冲中断信号发出。

从上分析来看，调节器装置本身没有问题。

是发电机出口PT处励磁专用PTC相断线后，接着励磁仪用PTC相又发生断线，从而引起发电机机端过电压的发生。

调节器故障录波图附后。

【暴露的问题及反措】

1.梭槽接触不良导致了PT断线，说明开机前检查工作没有做到位。

以前曾发生PT梭槽接触不良问题，但还未引起检修、运行的注意，今后应加强开机前的各项检查工作；

2.发生PT断线后措施和处理程序不当。

发现问题应迅速形成统一解决方案后，妥善予以解决。

3.将#1～#4发电机出口PT梭槽连接方式改造为插把连接，消除接触不良隐患。

4.在发电机出口PT柜上标明每一组PT的作用，便于区分和查找、消缺。

5.每一次故障和异常发生后，即时记录故障信号和录波波形，便于故障分析。

6.机组并网后检查发变组、励磁、快切装置等的工况是否正常。

黔北发电厂#1机ⅠB段厂用电中断使#1机跳闸

【事故经过】

3月28日7时47分，黔北发电厂#1机ⅠB段厂用电中断，随后发生#1机组跳闸，在跳机后，6KVⅠB备用段开关自动恢复。

【检查分析】

事故后，根据提取DCS的SOE、6KV监控系统的SOE、6KVⅠB厂用电快切装置的动作报告进行了一下综合分析。

当时6KVⅠB段工作电源开关和备用电源开关的运行方式为：

6KVⅠB段工作电源开关在热备用状态，而6KVⅠB段有备用电源开关带负荷运行，从DCS的SOE记录分析，6KVⅠB段工作电源开关有合闸纪录，并且在41ms后6KVⅠB段工作电源开关又跳开，100ms后，6KVⅠB段备用电源开关跳闸；但从6KV监控系统的SOE记录分析，6KVⅠB段工作电源开关并未经过合闸、跳闸，只有6KVⅠB段备用电源开关在7点47分4秒的跳闸纪录；从6KVⅠB段厂用电快切装置的动作分析，快切装置只有保护启动切换的一个动作报告，即厂用电中断后，由于发电机逆功率保护动作出口，由保护启动6KVⅠB段快切

装置将6KVⅠB段备用电源恢复，除此没有其他任何动作纪录。

综合上述分析，造成此次常用点终端的可能情况有以下几种：

1.系统有切换命令发出，即有可能有人在DCS上操作其他任务，另外DCS手动切换命令的出口回路有误发的可能性。

2.在厂用电中断时，有人正在6KVⅠB段快切装置上提取3月27日厂用电为什么没有切换成功的报告，即使有人误操作装置面板上的“手动”切换键，装置也不能出口，因为厂家说明书已经说明用面板上的“手动”切换键切换时，必须先按“设置”键，输入“口令”，按“确认”键，再按“手动”切换键，装置才出口。

另外。

是否有人直接误碰了快切装置屏上的“手动切换”按扭，导致发出切换命令，致使厂用电中断。

3.因为在厂用电中断时，有人正在操作面板上的各键，是否会造成装置的程序紊乱而误发快切令。

但在随后的模拟试验中，装置并未误出口。

4.在厂用电中断后，从进行的模拟试验分析看，当在DCS上发快切命令给快切装置，由快切装置发合闸令给6103开关，6103开关的合闸继电器动作，但机构未有动作现象。

该现象与3月27日晚上的6KVⅠB段厂用电切换失败结果相同。

在经过就地操作合闸后，在DCS上操作厂用电切换成功，说明了3月27日晚上的6KVⅠB段厂用电切换为什么失败的原因（另外，在3月27日晚上的检查中，发现有线松动等情况）。

5.从6KV监控系统的SOE记录分析看，没有6103开关的合闸、跳闸记录，只有6104开关的跳闸记录，是否存在6104开关偷跳的可能性。

而根据DCS系统中的SOE记录看，有6103合闸、跳闸的记录，同时也有6104开关的记录，是否说明6KV监控系统对开关的跳、合闸位置不能及时反应的可能性。

6.综上所述，我们可以得出几点看法：

如果是在DCS上手动切换厂用电，在装置切换成功，2s后装置自动复归，为下一次的切换厂用电开放条件，但在厂用电完全失电的情况下，装置并没有切换成功，如果是DCS系统切换出口有问题及切换装置屏上的“手动切换”按扭误发切换命令，那么，为什么切换装置无切换报告，同时，在DCS的SOE中有6103先合后

跳，再跳6104的记录，该记录也排除了切换装置的去偶合闸的可能；在厂用电中断后，由

逆功率保护动作出口，启动快切装置将6104开关合上，可能的原因是有人手动复归了装置，或者，致使厂用电中断时，快切装置未动作过。

总之，从故障信息看，快切装置的并联切换存在问题。

是什么导致厂用电中断，未找到具体的原因。

【防范措施】

1.将6KVⅠB段快切装置在事故情况下的并切方式改为串切方式。

2.每天进行一次快切装置面板各键的操作，看装置是否误跳闸。

低电压保护动作，低电压信号未发，检查低电压信号的特性。

厂用电的倒时，工作电源开关与联络开关的切换方式采用并切方式。

5.厂用电中断时，主厂房380V保安段低电压延时柴油发电机PLC中延时启动柴油发电机的总启动时间不能多过工作电源跳闸联动设备电源的时间，因此，将柴油机发电机的总启动时间改为4s。

6.取消厂用电快切装置屏上的“手动切换”按钮的二次接线。

7.事故发生后，及时整理出报告，以便及时分析事故发生原因。

鸭溪电厂#1机6KV厂用ⅠA段切换失压事故（2004年）

【运行方式】

负荷12MW，6支油枪运行，1#启备变带6KVⅠA、B段运行，主汽压力，主汽温度490℃，再热器温485℃，A、B空预器主电机、主油泵运行，A、B引、送风机运行，汽机高中压缸胀差，低压缸胀差，真空-84Kpa；电泵、B循泵、B凝泵、A闭式循环泵、A真空泵、凝结水输送泵、B密封油泵、密封油再循环泵、A罗茨真空泵、汽泵A、B前置泵、A内冷水泵、B开式循环泵、B抗燃油泵运行。

此前捞渣机大链条断链停运捞渣机，中试下令降低负荷，停运所有磨机及部分油枪（保持有6支油枪运行）。

等二公司处理好捞渣机大链条后重新升负荷。

【事故经过及处理】

12月30日,19：

43中试令将6KV厂用电切为工作电源运行，检查6KV工作、备用电源开关及6KV快切装置正常，19：

53，切换6KVⅠB段至工作电源正常，切6KVIA时，6102开关跳闸，6101开关未联动合上，立即抢合6102不成功（无合闸允许），集控事故音响发出，事故照明联动，汽机各380V辅机联动正常，A罗茨真空泵跳闸，电泵失电，锅炉侧B空预器跳闸，B空预器减速器油泵跳，A引风机两台轴冷风机跳闸，A引风机跳闸，A送风机跳闸，炉膛负压1120pa，锅炉跳闸首出“全燃料中断”。

随后紧急手动MFT，由于电泵失压，造成锅炉不能进水，汽包水位急剧下降。

检查燃油快关阀联关，汽机跳闸，交流油泵联启正常，500KV5011、5012开关及FMK跳闸，检查#1柴油机启动并带380V保安PCIA段正常，拉开#1A汽机变、#1A锅炉变6KV开关，380V联络开关联动正常，恢复机、炉MCC盘上辅机电源，电气及时合上B空预器电源，重新启动B空预器主油泵及B1空预器主电机运行。

对#1发变组及5011、5012开关检查正常，汽机检查抽汽逆止门、高排逆止门、高中压自动主汽门及调门关闭，高低旁路开足，汽机转速下降。

CRT上断开电泵开关，关闭高低旁路及主蒸汽管道

#

疏水，20∶03，维护就地合上6102开关，电气恢复#1炉电除尘PCA段、化水PCA、输煤PCA段电源，将380V保安PCIA段倒由380V锅炉PCIA段接带，将#1柴油机停运备用。

开启入口烟气挡板，调整炉膛负压、风量满足锅炉吹扫条件（水位低吹扫条件未满足）。

电气及时抢合成功后，重新启动电泵向锅炉进水（最低-288mm），待水位正常后启动锅炉吹扫，后因二公司处理捞渣机，中试令暂时不点火。

检查并关闭所有疏水门，锅炉保温保压。

【事故原