电厂欢热Ⅱ线机保护动作跳闸事件分析报告
年度故障跳闸事件总结(3篇)
第1篇一、前言随着我国电力工业的快速发展，电力系统的规模和复杂程度日益增加，故障跳闸事件也随之增多。
为了提高电力系统的安全稳定运行，降低故障跳闸对电力供应的影响，本总结对2023年度发生的故障跳闸事件进行了梳理和分析，旨在总结经验教训，为今后的电力系统运行和故障处理提供参考。
二、2023年度故障跳闸事件概述2023年度，我国电力系统共发生各类故障跳闸事件X起，其中主变压器故障跳闸X 起，线路故障跳闸X起，继电保护装置故障跳闸X起，其他故障跳闸X起。
以下将对部分典型故障跳闸事件进行详细分析。
三、典型故障跳闸事件分析1. 某热电厂2号主变冷却器全停机组跳闸事件（1）事件经过：2023年10月8日，某热电厂2号主变冷却器两路电源同时发生接地故障，导致2号主变冷却器全停，机组跳闸。
（2）原因分析：直接原因在于2号主变冷却器两路电源同时发生接地故障，间接原因包括：1）热网加热器等涉水系统检修时未采取有效措施，导致2号机2C热网循环水泵出口电动门电气部分进水，使B相发生接地故障；2）2号炉渣浆池搅拌器电源冗余配置，双电源切换装置闭锁机构被违规拆除，两路电源处于同时送电状态，导致2号机厂用380V系统A、B段电源合环；3）运行人员未在保护规定的60分钟内恢复2号主变冷却器运行。
（3）教训：加强设备检修管理，严格执行操作规程；加强人员培训，提高运行人员对主变冷却器保护动作逻辑的掌握程度。
2. 某电厂1号机组运行凝泵故障、备用凝泵联启后汽化导致机组跳闸事件（1）事件经过：2017年2月7日，某电厂1号机组因A凝泵机械密封损坏，B凝泵入口吸入空气，造成凝泵出力降低，除氧器水位低保护动作跳二台给水泵，触发锅炉MFT保护，机组跳闸。
（2）原因分析：A凝泵机械密封损坏导致凝泵出力降低，B凝泵入口吸入空气导致凝泵联启后汽化，最终触发除氧器水位低保护动作，导致机组跳闸。
（3）教训：加强设备巡检和维护，及时发现并处理设备缺陷；提高运行人员对设备异常情况的判断和处理能力。
机组振动跳闸原因分析
机组振动跳闸原因分析1.事件过程某电厂2号机组容量为135MW，汽轮机为超高压、冲动、两缸、双排汽、凝汽式，系哈尔滨汽轮机厂有限责任公司生产。
2007年4月13日02:08，2号机组负荷为60MW，因处理除氧器安全门泄漏缺陷，分别退出1、2号高压加热器、除氧器和4号低压加热器，轴封汽源切为邻机辅汽供给。
02:12，机组轴系2-4瓦振动开始出现明显上升，运行人员开大高压轴封漏汽至除氧器手动门前疏水，并对轴封供汽压力进行了调整，2007年4月13日02:18，因轴系3号瓦振动达到80μm，引起保护动作机组跳闸。
2.原因分析检查DCS历史数据趋势曲线，机组在退出1、2号高压加热器、除氧器后，轴系振动除3号瓦垂直方向振动偏大（47.2μm）外，其他各瓦振动没有明显的变化。
在退出4号低压加热器4min后，机组轴系2-4瓦振动开始出现明显上升，至机组跳闸时，记录值如下：轴系原运行显示值机组跳闸时显示值2号轴瓦振动7.6μm 52.0μm2号瓦X方向轴振20.0μm 121.1μm2号瓦Y方向轴振17.0μm 51.5μm3号轴瓦振动47.2μm 80.5μm3号瓦X方向轴振72.0μm 139.8μm3号瓦Y方向轴振69.8μm 146.6μm4号轴瓦振动19.9μm 47.6μm由于机组在跳闸之前轴系振动呈升高而且发散趋势，因此初步可以断定，机组轴系受到外力扰动，导致激振力激增，从而使轴系各瓦的振动不断上升，导致机组跳闸。
由于机组跳闸是因3号轴瓦垂直振动偏大导致，因此，2007年4月16日，首先对3、4号轴瓦振动和轴承外部特性进行了测试。
测试时机组负荷110MW，测试数据具体如表1、表2 所示。
表1 3号轴瓦振动数据振动3号轴瓦4号轴瓦数值⊥―⊙⊥―⊙μm 46.5 26.3 52.1 11.7 10.8 49.8mm/s 4.94 2.56 5.62 1.18 1.02 5.39表2 3、4号轴承外部振动特性数据汽机端 发电机端 振动位置单位 1 4 2 3 螺栓μm 31.5 30.2 13.8 8.7 台板 μm32.4 28.5 12.7 7.7 从表1、表2可以看出，3号轴承垂直和轴向位置、4号轴承的轴向位置振动偏大，而3号轴瓦轴振X 、Y 方向分别为72.7μm 和69.5μm ，达到优良值。
电铝线跳闸事故报告
电铝线跳闸事故报告
自查报告。
日期，2022年10月15日。
地点，XX工厂。
事件描述：
在2022年10月15日上午10点，XX工厂发生了一起电铝线跳
闸事故。
事故发生时，工厂生产线突然停电，导致生产中断，并造
成了一定的经济损失。
事故原因分析：
经过初步调查和分析，我们认为该事故的原因主要有以下几点：
1. 电铝线老化，部分电铝线使用年限较长，存在老化、磨损等
情况，导致电线跳闸。
2. 过载使用，部分生产设备的使用超出了电铝线的承载能力，
造成电线过载，最终导致跳闸。
3. 电路设计问题，部分电路设计存在缺陷，导致电流负荷不均，部分电铝线负载过重，造成跳闸。
改进措施：
为了避免类似事故再次发生，我们将采取以下改进措施：
1. 定期检查电铝线的老化情况，对老化严重的电铝线进行更换，确保电线的正常使用。
2. 对生产设备进行重新评估，确保设备使用在电铝线的承载范
围内，避免过载使用。
3. 对电路设计进行优化，确保电流负荷均衡，避免部分电铝线
负载过重。
4. 加强员工的安全意识培训，提高员工对电线使用安全的重视
程度。
结论：
通过此次事故，我们对工厂的电铝线安全问题有了更深入的认识，也意识到了安全管理的重要性。
我们将严格执行改进措施，确保类似事故不再发生，保障员工和设备的安全。
同时，我们也将加强对设备和电路的定期检查和维护，提高工厂的安全生产水平。
电厂发电机失磁保护动作跳闸事件分析报告
电厂发电机失磁保护动作跳闸事件分析报告一、事件背景在电厂的发电机组运行过程中，发生了失磁保护动作跳闸事件。
事件发生时，发电机组处于满负荷状态，而电厂正处于高负荷时段，因此事件对电厂的正常运行产生了较大的影响。
二、事件描述1.事件发生时间：2024年6月20日上午10时30分。
2.事件过程：在发电机组运行过程中，突然发生了失磁现象，发电机输出电压骤降。
失磁保护系统在检测到电压异常后迅速作出保护动作，将发电机组跳闸停机。
3.事件影响：因为发电机组是电厂的主要电源设备之一，事件导致电厂停机，造成了较长时间的停电，给电厂的正常运行带来了严重影响。
三、事件原因分析经过对事件进行分析，得出以下潜在原因：1.发电机励磁系统故障：可能是励磁系统的部件或元器件出现故障，导致失磁现象。
这可能是由于设备老化、过载等原因引起。
2.励磁控制系统故障：可能是励磁控制系统的逻辑错误或信号传输故障，导致失磁保护系统误判电压异常，进而触发了跳闸动作。
3.动磁极接触问题：可能是动磁极与转子之间的接触出现问题，导致励磁电流无法传输到转子，从而导致发电机失磁。
四、事件处理过程1.事件发生后，电厂迅速启动备用电源，恢复了电厂的供电能力。
2.对失磁保护系统进行检查和维修，确认系统功能正常。
3.对发电机励磁系统进行全面检查，查明励磁设备和控制系统的故障原因。
4.对励磁设备进行维修或更换新部件，恢复励磁系统的正常工作。
5.完善励磁控制系统的逻辑设计和信号传输路径，减少误判的可能性。
6.对动磁极和转子接触处进行检查和维修，确保接触良好，保证励磁电流能够正常传输。
五、事件教训和改进措施1.故障预防：加强对发电机的定期检修和维护工作，及时发现并消除潜在故障，降低失磁风险。
2.技术升级：对励磁设备和励磁控制系统进行技术升级，引入可靠性更高的设备和系统。
3.人员培训：加强对操作人员的培训，提高其对电力设备运行和故障处理的技能，提高对异常情况的判断和处理能力。
电厂燃机断油跳闸事件分析报告
电厂燃机断油跳闸事件分析报告自查报告。
报告标题，电厂燃机断油跳闸事件分析报告。
报告内容：近期，我公司燃机发电厂发生了一起断油跳闸事件，造成了一定的生产损失和安全隐患。
为了全面了解事件的原因和影响，特进行了自查和分析，现将自查报告如下：一、事件经过。
事件发生在2022年10月1日晚上8点左右，当时燃机发电厂正在正常运行中，突然发生了断油现象，导致燃机跳闸停机。
经过紧急处理和排查，最终确定是由于油路系统故障导致的断油现象。
二、事件原因。
经过自查和分析，确定了以下几点原因导致了断油跳闸事件的发生：1. 油路系统维护不到位，油路系统长期没有进行全面的检修和维护，导致了部分管路老化、漏油等问题，最终引发了断油事件。
2. 操作人员疏忽，在事件发生前，操作人员没有对油路系统进行全面的检查和监控，也没有及时发现问题并进行处理，导致了事件的发生。
3. 系统监控不足，燃机的监控系统对油路系统的监控不够及时和全面，没有及时发出警报或者提醒，也是导致事件发生的原因之一。
三、事件影响。
断油跳闸事件造成了燃机发电厂的停机和生产中断，导致了一定的生产损失和影响。
同时，也给公司的安全管理工作提出了新的挑战，需要及时采取措施进行改进和完善。
四、改进措施。
针对以上事件原因和影响，我们公司已经采取了以下改进措施：1. 对油路系统进行全面的检修和维护，确保管路的完好和安全。
2. 加强对操作人员的培训和管理，提高其对设备的监控和维护意识。
3. 对燃机监控系统进行升级和改进，确保对油路系统的监控更加及时和全面。
5. 完善公司的安全管理制度和流程，加强对设备安全的监管和管理。
以上就是本次断油跳闸事件的自查报告，希望通过此次事件的分析和总结，能够引起公司的重视，并对今后的生产和安全管理工作起到一定的借鉴作用。
电厂燃机断油跳闸事件分析报告
电厂燃机断油跳闸事件分析报告自查报告。
事件概述：
在某某电厂的燃机运行过程中，发生了断油跳闸事件。
该事件导致了燃机停机，影响了电厂的正常生产运行。
为了排除故障并避免类似事件再次发生，我们进行了全面的自查和分析。
自查过程：
1. 设备检查，我们对燃机及其相关设备进行了全面的检查，包括油路系统、控
制系统、传感器和执行器等。
经过检查，没有发现明显的设备故障或损坏。
2. 运行记录分析，我们对事件发生前的运行记录进行了详细分析，发现在燃机
运行过程中，油路压力出现了异常波动，可能是导致断油跳闸的原因之一。
3. 操作人员询问，我们与现场操作人员进行了沟通，了解到在事件发生前，操
作人员曾经进行了一些调整和操作，可能对燃机运行产生了影响。
自查结果：
经过全面的自查和分析，我们初步得出了以下结论：
1. 油路压力异常波动可能是导致断油跳闸的主要原因之一。
2. 操作人员的调整和操作可能对燃机运行产生了影响。
改进措施：
1. 优化油路系统，我们将对燃机的油路系统进行优化，确保油路压力稳定，避
免出现异常波动。
2. 加强操作培训，我们将加强对操作人员的培训，提高其对燃机运行的了解和操作技能，避免不当的调整和操作对燃机运行产生影响。
结论：
通过自查和分析，我们初步找到了断油跳闸事件的原因，并制定了相应的改进措施。
我们将继续密切关注燃机运行情况，确保类似事件不再发生，保障电厂的正常生产运行。
某厂两次中调门异常引起机组跳闸事件分析与总结
某厂两次中调门异常引起机组跳闸事件分析与总结阐述了某电厂1000MW机组在调试期间，做中调门活动试验及中主门伺服阀故障更换时，引起机组跳闸事件的过程，分析了造成再热器保护动作的原因，并提出了预防办法和调试期间运行的注意事项。
标签：调试期间;再热器保护;伺服阀引言在DEH调节系统中，数字式控制器输出的阀位信号，经D/A转换器转变成模拟量，送入液压伺服系统。
该系统由伺服放大器、电液伺服阀（电液转换器）、油动机、快速卸载阀和线性位移差动变送器（简称LVDT）等组成，是DEH调节系统的末级放大与执行机构[1] 。
某厂在调试期间，发生了两次中调门异常引起机组跳闸的事件，本文对两次异常的原因深入分析总结并提出安全防范措施。
1 机组概况某厂汽轮机采用的是东方超超临界1000MW汽轮机，汽轮机进汽阀门由四个高压主汽阀，四个高压调阀以及两个中联阀组成。
四个高压主汽阀与四个独立的高压调节阀连为一体，四个高压主汽阀腔室互相连通。
每个主汽阀和调节阀均带有自己的油动机和操纵机构。
两个中压联合阀均由液压操作，具有独立阀壳。
中压调压阀为球型阀，而中压主汽阀是一个套阀，两阀共用一个阀座。
2 故障分析2.1 “再热器保护动作”引发锅炉MFT事件事件发生前状态：1号机负荷710MW，机组CCS方式运行，煤量280t/h。
B、C、E、F磨煤机运行。
要求进行阀门活动试验，高压主汽门、高压调门活动性试验合格，进行2号中调门活动试验。
事件经过：1月9日17：17，2号中调门开始做活动试验，当2号中调门全关后，1号炉MFT，首出“再热器保护动作”。
原因查明，缺陷处理后锅炉重新上水、点火。
2.1.1 原因分析1）再热器保护的逻辑为：总燃料量大于20%BMCR时，（MSV/CV全关且汽机高压旁路阀关）或（RSV/CRV全关且汽机低压旁路阀关时），延时10s保护动作。
其中MSV/CV，RSV/CRV阀位开度<10%信号到即向ETS输出阀门关信号，汽机高压旁路阀开度<5%即判断高压旁路阀关，A、B低压旁路阀开度均<5%即认为汽机低压旁路阀关。
发电厂因雷电冲击致使全厂停电事故案例分析
发电机因雷电冲击致使全厂停电案例分析1.概述xx年xx月xx日，某发电厂发生一起因持续强雷暴雨造成的#1、#2机组全停、厂用电全部失去的事故。
该厂总装机容量4×300MW。
电气主接线方式为发电机-变压器组接线，发电机出口电压20kV，直接经变压器升压接入220kV母线，每台发变组单元装设一台220kV SF6开关，另设一台三卷高压厂用变压器给本机组两段6kV厂用母线供电。
每两台发变组单元装设一台三卷启动／备用变，向两段6kV公用段母线供电，并作为两台机组6kV厂用段备用电源，其中#l、#3机6kV厂用段与对应公用段母线互为联锁备用；6kV公用I段与公用Ⅱ段互为手动备用。
220kV配电装置集中在网控室控制，220kV系统为双母双分段接线方式；6回出线接入电网，分别为220kV RZ甲、乙线；RP甲、乙线；RY线；RB线共6回。
2.事故经过2.1故障前的运行方式：事故发生前，全厂四台机运行．220kV系统及厂用电均为正常运行方式，即RB线2284、ZR甲线2229、#l发变组2201挂1母；RP甲线2228、ZR乙线2230、#2发变组2202、#1启动／备用变2211挂2母；RP乙线2348、#3发变组2203、#2启／备变2212挂5母；RY线2230、#4发变组2204挂6母。
母联开关2012、2056及分段开关2015、2026在合位，各机组带本机组厂用电运行，各备用电源开关均在联锁备用状态，事故发生时电厂所在地区出现持续强雷雨天气。
2.2事件经过：XX月XX日8：13升压站传来一声巨响，集控、网控中央信号事故喇叭响，控制室常明灯熄灭，事故照明灯亮。
#l机组2201、#2机组2202、#l启／备变2211、ZP甲线2228、ZP乙线2348、RZ乙线2230、l、2母母联开关2012、2、6母分段开关2026均跳闸。
由于#l、2机组以及#l启／备变05T跳闸，I期厂用电全部失去。
#l 柴油发电机自动启动正常，380V保安IA段、IB段在失压后30秒内相继恢复供电；#2柴油发电机自启动不成功，值班员立即到柴油发电机房手动启动#2柴油发电机成功，于8：14分分别恢复380V保安ⅡA段及保安ⅡB 段供电。
发电机定子接地保护动作机组跳闸案例
发电机定子接地保护动作机组跳闸案例
一、事件经过：
12月13日4时02分，南京某电厂2号机组运行中发生定子接地保护动作机组跳闸。
事件发生前运行方式：l、2号机组(2X 660M W)正常运行于220kV母线。
1号发电机负荷526. 75M W, A GC投入；2号机组负荷527.8M W,A GC投入；220kV系统：4Y37线、4Y39线及1号主变高压侧2501开关运行于I母，4Y38线、4Y40线及2号主变高压侧2502开关运行千II母，母线合环运行。
4时02分，2号机组DEH报警、锅炉MFT,运行人员排查保护动作记录，排除外部重动，首出为发电机定子零序电压保护动作，检查发变组保护装置，2号机组发电机保护A套定子95%接地保护、B套注入式定子接地保护均动作，跳2号发电机主变高压侧2502开关、励磁开关，发电机解列，模向连锁保护关闭主汽门，锅炉MFT。
监视发电机各部温升正常，现场检查发电机本体无异常声音、气味，振动数值正常，检查发电机内冷水系统参数正常，运行人员按规程停用锅炉和汽机；测垦2号发变组20kV系统对地电阻为零。
二、原因分析：
l、保护装置的动作情况及分析
查看发电机A、B套保护报文：4时02分51秒，2号机组发电机保护A套定子95%接地保护、B套注入式定子接地保护均动作于跳闸，发变组R C S985保护装置图形见附件2。
调取故障录波器录波文件
经济处罚，对分管领导维修部经理蒋某某给予1000元经济处罚，维修部副经理宋某给予800元经济处罚，电气专工高某某给予600元经济处罚，分管生产厂领导张某、总工程师司徒某某分别给予500元经济处罚。
来源：鹰眼研究。
某电厂发电机程跳逆功率保护动作灭磁开关拒跳的原因分析
电力科技某电厂发电机程跳逆功率保护动作灭磁开关拒跳的原因分析梁 建茂名臻能热电有限公司，广东 茂名 525000摘要：某电厂在打闸停机过程中，发变组保护程跳逆功率动作，机组相关设备跳闸正常，但无法跳开灭磁开关，针对这一现象，通过对发变组保护的功能和保护回路接线进行原因查找，最终找到解决的办法，避免了灭磁开关拒跳这种异常现象的发生。
关键词：灭磁开关；保护；拒跳中图分类号：TM62 文献标识码：B 文章编号：1006-8465（2017）04-0255-03引言某电厂#5发电机停机过程中出现发变组保护程跳逆功率动作而灭磁开关拒动的情况，而这种情况在保护装置试验及整组试验过程中都无法及时发现，仅在实际动作中才会出现。
经作者对这一现象的分析，是由于控制回路中串入的高压侧开关辅助接点返回速度慢而导致无法分开灭磁开关，为此作者提出了合理有效的方法，可有效避免灭磁开关拒跳。
1 事件经过2014年1月25日21时40分，某电厂#5汽轮机带负荷60MW并网运行中，汽机运行值班员得单元控长命令：执行汽轮机打闸停机，约1S后发变组保护“程跳逆功率”保护动作，紧接着#5发变组出口开关2205跳闸，#5发电机灭磁开关5MK未跳闸。
DCS报“A套程跳逆功率动作”、 “B套程跳逆功率动作”、“#5发变组出口开关2205跳闸”信号，2205开关在DCS状态也变为“绿色”；马赛克屏上“程跳逆功率动作”光字牌亮，2205开关状态灯变为“绿闪”，电气运行值班人员确认机组与系统解列后手动分开#5发电机灭磁开关5MK。
2 原因分析2.1 保护装置动作结果分析#5发变组保护新装置采用的是国电南自生产的GDGT801U-B。
根据反措要求将#5机发变组由原来型号为GDGT801A单套配置A、B保护柜改为双重化配置的三面屏A、B、C保护柜。
新保护装置A、B柜型号同为GDGT801U-B保护，保护配置完全一致，C柜为非电量保护和操作箱（带电压切换功能），保护装置改造完成于2013年12月25日。
电厂燃机断油跳闸事件分析报告
电厂燃机断油跳闸事件分析报告
近日，某电厂发生了一起燃机断油跳闸事件，引起了业内的广泛关注。
作为该电厂的技术人员，我对此事件进行了深入分析，并撰写了以下报告，以期能够为类似事件的预防和处理提供参考。
事件回顾：
该电厂的燃机在运行过程中突然发生了断油跳闸的故障，导致了生产中断和设备损坏。
经过调查和分析，我们发现该事件的主要原因有以下几点：
1. 设备老化，部分燃机设备已经使用了较长时间，存在磨损和老化的情况。
这些老化设备可能导致了燃机运行不稳定，从而引发了断油跳闸的故障。
2. 维护不到位，在过去的维护过程中，存在着一些维护不到位的情况。
比如，未及时更换燃机的关键部件，未进行定期的设备检查和维护等。
这些问题导致了燃机设备的性能下降，增加了故障发生的风险。
3. 人为操作失误，在事件发生前，操作人员可能存在一些操作失误，导致了燃机的运行参数超出了正常范围，从而引发了断油跳闸的故障。
事件教训：
基于以上分析，我们得出了以下几点教训：
1. 设备维护，电厂应该加强对设备的定期检查和维护，确保设备的性能和稳定性。
2. 操作培训，电厂应该对操作人员进行全面的培训，提高其操作技能和意识，避免操作失误引发故障。
3. 设备更新，对于老化设备，电厂应该及时进行更新和更换，确保设备的性能和安全。
结论：
通过对该事件的深入分析，我们认识到了设备维护和操作管理的重要性。
只有加强对设备的维护和对操作人员的培训，才能够有效地预防类似事件的发生，确保电厂的安全生产和稳定运行。
希望该报告能够为电厂的管理和技术人员提供一些参考和借鉴，避免类似事件再次发生。
华能福州电厂一、二期机组主保护分析
F UJIAN DIANLI YU DIANGONG第26卷第1期2006年3月华能福州电厂一、二期机组主保护分析陈林参（华能福州电厂，福建福州350200）摘要：分析了华能福州电厂一、二期机组联锁主保护特点；对防止主保护误动和拒动提出了措施和方法。
关键词：联锁；主保护；带电跳闸；失电跳闸；拒动；误动中图分类号：TK39文献标识码：B文章编号：1006-0170（2006）01-0051-02大型火电机组的高参数、大容量对生产过程要求严格，为防止设备在运行中出现严重损坏和危及人身安全，必须配置功能完善、可靠的热工保护设备，当主、辅设备或电网出现故障，热工保护必须快速、正确地动作，确保机组设备的安全。
对于大型单元机组，汽机、锅炉、发电机三大系统是一个整体，除了机、炉、电系统各自辅机的联锁控制，更重要的是三大系统之间的联锁主保护，它们一般通过DCS 系统实现。
本文对华能福州电厂一、二期机组联锁主保护的特点进行分析，并提出改进办法。
以资交流。
1一、二期机组主保护实现方式华能福州电厂一期2×350M W 机组，采用日本三菱公司M IDAS8000型DCS 分散控制系统；二期2×350MW 机组，采用德国Siemens 公司Teleperm XP 型DCS 分散控制系统（简称T XP 系统）。
一期联锁主保护由专门的INT 系统来实现，原INT 系统是上世纪80年代的产品，主要由继电器构成，回路硬接线多，查线或增加新保护项目均不方便。
通过2003、2004年#1、#2机组DCS 系统改造，将原INT系统的联锁保护项目移植到OM RON CS1H 可编程控制器（简称PLC ）中，通过PLC 编程逻辑进行程序控制，为保证INT 系统的可靠性、安全性，设立了2套OM RON CS1H PL C 系统，2套系统并行运算，没有主从区别，任一OM RON CS1H PLC 编程逻辑输出信号，保护就会动作，系统组成如图1所示。
发电厂安全事故案例分析和经验总结(含68个电厂事故分
发电厂安全事故案例分析和经验总结目录大唐集团电厂三起事故的通报 (4)托克托电厂"10.25"事故通报 (6)关于山西神头第二发电厂主蒸汽管道爆裂事故有关情况的报告 (9)华能汕头电厂1999 年2 号汽轮机高压转子弯曲事故情况通报 (11)裕东电厂#1 机组#5 轴瓦烧损事故报告 (14)裕东电厂“10.28”#2 机组(300MW)停机事故的通报 (16)一起发电厂220kV 母线全停事故分析 (19)宁波北仑港发电厂“ 3.10”电站锅炉爆炸事故分析 (20)乌石油化热电厂3 号汽轮发电机组“2.25”特别重大事故详细原因分析 (24)秦岭发电厂200MW－5 号汽轮发电机组轴系断裂的特大事故分析 (26)某电厂电工检修电焊机触电死亡 (27)湛江电厂“ 6.4”全厂停电及#2 机烧轴瓦事故通报 (28)关于2007 年3 月2 日某电厂三号锅炉低水位MFT 动作的事故通报 (30)某厂#4 机跳闸事故分析........................................................................................ .. (31)大唐韩城发电厂“8.3”全厂停电事故通报 (34)托克托电厂“8.16”检修高加烫伤事故分析 (36)沙洲电厂“10.14”电气误操作全厂停电事故通报 (39)广西来宾 B 电厂连续发生四起同类设备责任事故 (43)郑州热电厂发电机定子接地保护动作跳闸分析 (43)汉川电厂一次机组断油烧瓦事故的思考 (45)大唐洛阳热电公司“1.23”人身死亡事故的通报 (47)华能榆社发电有限责任公司电气运行人员走错间隔违章操作人身死亡事故 (48)王滩发电公司“ 6.10”电气误操作事故分析报告 (49)大同二电厂5 号机组在小修后启机过程中发生烧瓦恶性事故 (53)2006 年10 月17 日台山发电公司#4 机汽轮机断油烧瓦事故 (55)泸州电厂“11.15”柴油泄漏事件 (58)监护制不落实工作人员坠落 (60)安全措施不全电除尘内触电 (61)检修之前不对号误入间隔触电亡 (61)安全措施不到位热浪喷出酿群伤 (62)违章接电源触电把命丧........................................................................................ ..63制粉系统爆燃作业人员身亡 (63)违章指挥卸钢管当场砸死卸车人 (65)安全距离不遵守检修人员被灼伤 (66)焊接材料不符吊环断裂伤人 (66)误上带电间隔检修人员烧伤 (67)炉膛负压反正检修人员摔伤 (68)擅自进煤斗煤塌致人亡........................................................................................ ..68高空不系安全带踏空坠落骨折 (68)临时措施不可靠检修人员把命丧 (69)起吊大件不放心机上看护出悲剧 (70)操作中分神带接地刀合刀闸 (71)操作顺序颠倒造成母线停电 (73)值班纪律松散误操作机组跳闸 (75)强行解除保护造成炉膛爆炸 (76)运行强行操作造成炉膛放炮 (78)异常情况分析不清锅炉启动中超压 (80)忘记轴封送汽造成转子弯曲 (82)走错位置操作低真空保护跳机 (84)擅自解除闭锁带电合接地刀闸 (85)漏雨保护误动导致全厂停电 (86)更换设备不核对电压互感器爆炸 (87)对异常情况麻痹致使发电机烧瓦 (88)保护试验无方案机组异步启动 (88)甩开电缆不包扎短路机组掉闸 (89)停电措施不全引发全厂停电 (91)检修无票作业机组断油烧瓦 (92)管辖设备不清越位检修酿险 (94)大唐集团电厂三起事故的通报1、大唐国际北京高井热电厂“1·8”事故情况一、事故经过2005 年1 月8 日，全厂6 台机组正常运行，#3 发电机(容量100MW)带有功85MW。
电厂主变开关跳闸事件分析报告
电厂＃1主变2201开关跳闸事件分析报告1、事件经过2006年7月28日下小雨;两套机组带基本负荷正常运行..11:11时;运行值班员发现＃2机汽温、汽压、负荷均下降;立即查看＃1燃机运行状态;＃1燃机已跳闸;转数开始下降;并进入自动停机的程序..值班员马上将情况汇报给值长..与此同时值班员开始对＃2机减负荷;随后汽机打闸;执行停机的其他操作..在执行停机的过程中;值班员查看了相关报警记录：DCS记录中可以看到如下信息“220kV＃1主变断路器已分”、“＃1燃机已跳闸”报警显示；查看MKV有“发电机出口开关已跳闸”、“燃机失火焰”及“重油状态跳机”等报警显示..派人到电子设备间、网控室查看保护动作情况;回告只有＃2发电机保护屏“主汽门关闭”报警..此时电气检修人员已到现场;开始对电气有关设备进行检查..12:30时经检查后初步认定;＃1主变2201开关跳闸原因为跳闸回路故障造成的..将情况汇报中调;机组转检修后备用..2、原因分析由于＃1主变高压侧开关跳开后;保护没有动作信号发出;初步判断为跳闸回路绝缘降低或相关的继电器误动导致的..首先检查跳闸线圈的控制回路绝缘：发变组保护、母线保护、就地按钮、主控室紧急按钮和不一致继电器出口接点的绝缘都在20MΩ以上;故排除了跳闸线圈回路绝缘降低的可能..继续检查三相不一致出口继电器的控制回路;当断路器在分闸状态时;该回路绝缘仍在20MΩ以上;可以排除三相常开接点F1A、F1B、F1C 的绝缘降低..合上断路器后继续检查该电路;此时BC间绝缘明显降低;分相检查三相辅助触点;发现A相常闭触点绝缘为OMΩ..检查发现该触点间有水滴;水是从操作机构上面的面板的接缝中渗出的;水滴造成该触点绝缘降低;导致三相不一致继电器控制回路在合闸状态下绝缘降低;从而造成出口开关跳闸..3、暴露问题1定期工作做得还不到位;要不断完善定期工作内容..2检修及运行人员对主要设备的巡检不到位..对控制回路的重要触点检查不仔细..3运行人员对于燃机运行状况监控不及时..运行人员在汽机工况出现问题时才发现燃机出现故障..4、防范措施1对电厂GIS操作机构上部的密封情况进行认真检查;重新密封;并对现有的室外控制柜、端子箱的防雨情况进行全面检查;做好防雨防漏措施;防微杜渐..2要加强对主要设备的巡检工作;对于隐蔽位置要经常巡视;发现问题及时处理..3出现暴风雨等恶劣天气时运行和检修人员要及时检查室外设备的防雨情况;并适当增加巡检次数;防止设备出现故障或隐患;尤其是电气设备..4对＃1、＃3燃机尽快增加音响报警装置;以便第一时间知道机组出现故障;采取有效措施..。
一起发电机接地保护动作导致机组跳闸事故的分析和处理
（） ３ 整根 熔 断 器 没 有 标 出 制 造 厂 家 、 格 证 等 合
标识 。
保 险丝熔 断 的基本 原 理是 ： 载过流 后 ， 负 保险熔
丝温 度升 高 ， 到 熔丝金 属 熔点 这 枚保 险 （ 转 第４ 页 ） 下 ０
变 压器 组 ２ ０ Ｖ侧 开关 、 ２ ｋ 高压 厂 用变 压器 ６ Ｖ侧 开 ｋ
关 跳 闸 ， Ｖ 厂 用 变 压 器 “ 切 ” 功 ， 组 解 列 。 ６ｋ 快 成 机
３ 原 因分 析
由处 理过 程 可 见 ， 机 后 仅 更 换 了一 枚 一 跳 次保 险 ， 新启 动 机 组 后 ， 行 正 常 ， 重 运 出现 的 问题 与 这 枚保 险 密切 相关 。 在 一般 情 况 下 ， 电机 出 口 发 一 次 保 险 熔 断
查发 现 以下 ３个 问题 ：
波形 为 正 弦 波 ， Ｃ相 电压 在 动 作 前 无 变 化 ， Ｂ Ａ， 而
相 电压 幅值 在 跳 闸前呈 现缓 慢下 降 的趋势 。
由此 基 本 上 可 以判 断 ： 由于 三相 电压 不 平衡 产
（ ） 断器 内 的熔 丝 缠 绕 在 一 根 瓷 柱 支 架 上 ， １熔 但有 几个 部分 的熔 丝存 在 缠 绕 顺 序 混 乱 、 复 缠 绕 重
运 行值 班人 员检 查发 现 有 “ 电机 基 波定 子 接 地 保 发
护 动作 ” 信号 。
２ 处 理 过 程
（） １ 机组 跳 闸后 ， 行 值 班 人 员 和 继 电保 护 人 运 员对 发 电机变 压器 组保 护信 息进 行 了检 查 ， 现 Ａ， 发 Ｂ柜 都为 “ 电机 基 波定 子 接 地保 护 ” 作 ， 看 动 发 动 查 作报 告发 现基 波零 序 电压 为 ５４Ｖ（ 护定 值 为 ５０ ． 保 ． Ｖ延 时 ５ ） 。查 看 故 障 录 波 装 置 ， 现 保 护 动作 时 ｓ 发
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电厂欢热Ⅱ线机保护动作跳闸事件分析报告
集团企业公司编码：（LL3698-KKI1269-TM2483-LUI12689-ITT289-
电厂欢热Ⅱ线、＃6机保护动作跳闸事件分析报告1、事件经过
（1）6月30日5:45时，根据调度指令配合进行电厂由110kV“两厂”运行方式转为“三厂”的调整操作。
（2）7:00时，调度令断开欢热Ⅰ线厂侧开关1494、欢热Ⅱ线厂侧开关1495。
当时＃1、＃2、＃3、＃4、＃6、＃8、＃11机、欢热线、南热线挂110kVⅦ段母线上，当班值长监视到欢热线负荷较重（80MW），担心操作时潮流分配引起异常，向调度提出异议。
调度在模拟机上进行潮流计算后，认为断开欢热Ⅰ开关可行，7:05时调度重新发令断开欢热线开关。
（3）当值长下令断开欢热Ⅰ线时，发现所带负荷上升至99MW，按调度规程执行调度令，没有再提出异议。
7:08:23断开欢热Ⅰ线开关1494，约2秒钟左右，欢热Ⅱ线距离Ⅲ段保护和＃6机失磁保护相继动作跳闸，＃8机快速减负荷解列停机（＃5机检修）。
（4）欢热Ⅱ线保护动作打印记录为“距离Ⅲ段动作”、“测距
0158.7km”、“故障相别为A、B、C”。
（5）＃6机MarkV报警有“无功低自动退出PF控制”、“发电机差动跳闸”、“重油状态下跳闸”，发电机保护盘上报警有“失磁保护动作掉牌”。
（6）检修到场后检查确认欢热线Ⅱ距离Ⅲ段动作属于断开欢热Ⅰ线开关时负荷全部转移至欢热Ⅱ线引起线路保护测距进入距离Ⅲ段保护区域而动作跳闸，＃6发电机失磁保护动作属于欢热Ⅱ跳闸后，无功负荷重新分配暂态过程中，因励磁调节器的动态调节特性较差造成减磁过调，导致失磁保护动作跳机；
（7）10:15时，＃6机重新开机；10:31时，并网正常。
整个故障历时3.3小时。
2、原因分析
（1）从欢热Ⅱ线保护动作故障录波查得：故障相别为A、B、C三相，故障电流为4.86A，母线电压没有变化，计算当时的测量阻抗值为13.768欧，小于距离Ⅲ段的保护定值17.45欧，显然已进入距离Ⅲ段保护动作区域，保护动作正确。
（2）从故障录波倒推当时断开欢热Ⅰ开关时，原来经欢热Ⅰ送出的负荷全部转移至欢热Ⅱ上，导致欢热Ⅱ进入距离Ⅲ段保护动作区而动作跳闸。
（3）当欢热线全部断开后，对我厂相当于甩负荷，短时出现无功富余，引起发电机电压的升高，挂同一母线的发电机励磁调节器即进行减磁调节以降低无功出力。
与此同时，从欢热线送出的负荷向南头方向转移，系统仅仅经历一暂态变化。
＃6机AVR存在一些先天性缺陷，2004年曾请专家对这方面的问题进行过检查分析，并得出结论性意见,认为＃6机励磁调节器PI积分环节较弱，相对于其他机组动态调节品质较差，在减磁调节时出现过调现象，致使机组进相运行，导致失磁保护动作跳机。
3、防范措施
（1）在事件的过程中暴露出沟通不足的问题。
这个沟通不足体现在多个方面，如电厂同供电局调度之间的沟通不足，导致在这次重大倒闸操作前无具体书面方案，仅有口头通知，厂内上下级之间，运、检、安技之间沟通不足，导致出现疑问时缺少把关，出现问题后各个岗位人员对故障无法了解，沟通不足必然导致在信息交流的途径中出现堵塞，而这个堵塞往往是我们工作中产生问题的隐患，为此要加强生产调度信息的沟通，完善生产调度程序。
（2）对此次事件来讲，信息沟通不足最直接的应该是与供电局之间的沟通不够，主要是因为负责与供电局协调的员工临时抽调四控当班，导致其工作暂时出现了一个真空，反应出运行部在管理上存在漏洞和不足，应引以为诫。
（3）在事故处理过程中，运、检两部均缺乏明确的故障处理流程，而这个流程对于快速查明原因、防止故障扩大，建立有效反措很有意义，高效率的工作是离不开合理可行的工作流程。
故运、检两部要梳理事故处理流程，建立有效的事故指挥系统。
（4）对此类故障缺少事故预想，要进一步完善事故预想，对各种可能出现的故障均要有应对措施。
（5）加强电气、运行人员继电保护专业知识的培训工作，提高相关专业人员的业务水平，以应对特殊情况下的分析判断。
（6）针对近期出现＃6机无功波动和失磁保护动作，电气尽快完成对＃6机励磁调节器的清理检查工作，以提高调节器的可靠性。
（7）就故障原因及欢热线保护定值与供电局进行进一步的沟通。