火力发电厂电气事故案例集汇编

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2748~2870 r/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3000 r/min在2748～2870 r/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220 kV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永红800元；考核生产运行部副主任东林、王世海、王进、饶家洪、电气专职犹中常各1000元。

5．试运值班副总对现场把关不力，考核500元。对分管运行的生产副厂长华考核300元。

【采取的防措施】

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6kV IB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107 MW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MCCⅠ

B段失压；锅炉、汽机0米MCCⅠB段失压；锅炉12.6m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12.6m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0.32 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0.40 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25.5A，大轴晃动60μm；18:30重新点火，20:01冲转，主蒸汽压力7.80MPa，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-80.2 KPa下降至-78.7KPa，排汽温度由46℃上升至50℃；检查循环水压力0.12MPa，轴封母管压力0.12MPa；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-74.9KPa，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16.2MPa。