神二电厂主保护动作机组跳闸分析报告
电厂MFT动作跳机分析报告调查报告.docx
【事故经过】2004年4月13日，五值早班，#1机组300MW负荷运行，500 kVⅠ、Ⅱ串环网运行，黔鸭Ⅰ、Ⅱ回运行，#1启备变热备用，A、B引风机，A、B送风机，A、B一次风机，B、C、D磨及A密封风机运行，B密封风机备用，A磨检修，炉侧除一次风自动外，其余自动均投入，主汽压力15.58MPa，主汽温度537℃，再热汽温540℃，再热汽进出口压力3.6/3.4 MPa，氧量4%，送风量2030km3/h，主蒸汽流量910t/h，给水流量923t/h。
12时22分，工业电视突然变暗，炉膛负压变负至满档，煤火检火焰全部丧失，集控事故音响发出，全炉膛熄火MFT动作，锅炉设备联动正常，汽机跳闸，机组负荷到零，5011、5012 、FMK、6101、6103开关跳闸，发电机定子电压电流，转子电流为0，黔鸭Ⅰ、Ⅱ回有功分别降为140MW，检查6kV1A/1B段快切成功， 380v厂用电系统正常，减温水调门关闭，汽机转速下降，交流油泵联启正常，各高中压主汽门、调门关闭，各段抽汽逆止门、电动门联动正常，疏水气控门联开正常。
高旁减压阀联开50%，高喷减温水未开，造成高旁后汽温达390℃，联关高旁，派人到就地手动开启高旁减温水，将高旁后汽温降到390℃以下后，再开启高旁；低旁减温水联开35%，低喷联开30%。
锅炉抢合电泵成功，将汽包水位补至正常，收小引、送风，送风量收至900km3/h，辅汽联箱汽源切为#2机再热冷段供，汽机将A汽泵汽源倒为辅汽联箱供，冲转至3100r/min备用。
B汽泵在惰走过程中因主泵吐出端密封液温度高跳闸。
调整轴封汽压力并切为辅汽供，调整各加热器、凝结器、除氧器水位正常。
查看MFT首出为“全炉膛熄火”，汽机首出为“锅炉MFT动作”，检查发变组保护柜“热工保护，程跳逆功率，发电机定子接地保护（三次谐波电压）”信号发出，检查发电机主变、高变、#1启备变、励磁小室及5011、5012开关正常，退出#1发变组A柜失步 t2压板17XB，失磁t2、t3压板18XB，失磁t4减出力压板19XB，失磁t4切厂用电20XB，#1发变组A柜逆功率压板7XB，投入#1发变组B柜起停机保护压板18XB。
电厂#2机跳机事件分析报告
As long as you do things with integrity, don't ask about success or failure.模板参考（页眉可删）电厂＃2机跳机事件分析报告1、事件经过（1）1月3日2:48时，＃2机运行中值班员突然听到机组声音异常，立即查看DCS发现1102开关显示已跳闸，有主开关跳闸、1102事故跳闸报警；高、低旁路自动开启；DCS上部分参数变成紫色，转速信号紫色、且为1995RPM不变；DEH 画面上自动主汽门、调门、补汽主汽门、补汽调门仍为满负荷时的开度状态。
（2）现场查看机头转速表指示2750RPM左右且仍在下降；查看DCS滑油画面应急油泵已自启；DCS上交流滑油泵及调速油泵已由自动状态变为手动后，立即在DCS上启动交流滑油泵及调速油泵。
（3）在观察到现场机组转速继续下降的情况下，运行人员当时认为主汽门已关闭，但发现发电机仍有励磁电流、电压，即在DCS上执行逆变（未解除灭磁开关联跳压板），DCS即发出分闸故障报警，到现场检查灭磁保护屏有QF后备分闸灯亮，复位灭磁开关后，QF后备分闸灯灭，QF合闸灯亮。
（4）事发第一时间运行人员即通知了在现场的热控检修检查处理:检查电子间有烧焦味；＃7PCU模件柜MFP卡件中的LED灯指示红色，停止工作；子模件也出现POWER FALT指示灯报警；工程师站、SERVER11、＃7模件柜的通讯卡件均停止工作；各电源卡件IPSYS01面板上LED故障灯亮；电源监视模件IPMON01中有PFI故障报警。
（5）热控人员在经值长同意，重新对＃7PCU模件柜电源模件部分进行了断送电操作后，PFI故障消失，各MFP卡件、通讯模件自检成功，运行正常；操作员站的数据也逐渐恢复。
（6）检查保护动作及报警记录（重新引导＃7PCU柜后记录）:发变组保护柜有主汽门关闭、灭磁开关联跳、PT断线、逆功率T1、逆功率T2等报警；DCS报警有1102事故跳闸、发电机逆功率信号（t1）；发电机逆功率保护（全停）、汽机主汽门关闭、OPC动作等报警。
电厂机突然跳机事件分析报告
电厂＃10机突然跳机事件分析报告1、事件经过（1）8月10日，＃10机正常运行。
3:59时，＃10机运行中突然跳机，查MarkV有如下报警：“发电机差动闭锁遮断”、“发电机开关跳闸”、“发电机内有液体”、“区域1火灾”、“区域2火灾”等大量报警信号，当发电机转速至0时，顶轴油泵不能启动；4:04时，＃11机快速减负荷停机，接着通知供热部启动小锅炉，且报告供电局调度和大鹏站，同时通知检修进厂处理。
（2）4:50时，检修到场检查发现MarkV盘PD电源板上J12A保险熔断，立即更换该保险，接着测量MarkV盘电源电压+66V、-64V正常，强制MarkV盘内所有电磁阀动作，电源电压正常，用摇表测量QD机所有电磁阀的绝缘均大于50兆欧、33CB-1/2/3/4绝缘也大于50兆欧。
（3）经过反复检查分析，判断33CB电磁阀故障的可能性最大，进一步检查33CB电磁阀，发现33CB-3绝缘为0，而就地测量其绝缘值又大于50兆欧，说明故障点的复杂，其它三个电磁阀绝缘均正常。
（4）在检查过程中而MarkV电源电压突然发生变化，+130V，-0V，于是拆除QD机所有电磁阀，测量回路绝缘，发现20CCF电磁阀回路绝缘为0，其它均在50兆欧以上，经总工同意，将20CG接线从MarkV拆除,将33CB-3临时恢复，先保证开机，待机组并网后再拆除33CB-3的接线。
（5）7:30时开始高盘，8:00时转自动，8:05时选“FIRE”模式启动，机组未能发点火令，速比阀后压力FPG2为0，经查发现重油吹扫逻辑L86PUR为1，使得点火令L2TVX1为0，强制L86PUR为0，对速比阀进行静态试验正常。
（6）8:40时，机组选“FIRE”模式再次启动，而启动过程中MarkV通讯出现故障，显示画面参数为黑色，经查发现C机和R机有故障信息，清除故障信息后，MarkV显示正常。
（7）8:45时，机组选“FIRE”模式启动，8:55时点火正常，8:56时MarkV发“P2压力高遮断”报警，经查当转速升至26％时，P2压力达到3.74bar，引起跳机步，经总工同意，将暖机FSRGAS-WU由12％调至10％。
电厂跳机事件分析报告
电厂＃1跳机事件分析报告1、事件经过2006年8月8日，两套机组使用＃4罐重油运行，7时＃4罐油位2.9m。
8:25时因重油滤网压差高（16psi），重油滤网由＃1切换到＃2运行。
09:20时＃1燃机滤网更换后立即给备用滤网冲油，此时＃2滤网压差上升较快。
09:38时因＃1、＃3燃机滤网均出现压差上升较快，且＃1燃机＃1重油滤网还在充油不能马上使用，值长令由＃4罐切＃1罐(油位10.7m)运行，09:40倒罐完毕。
09:40时＃1燃机重油压力低，FFU2压力为3.6bar，值班员强制启动备用重油泵，压力上升到4.5bar后又下降3.6bar。
09:42时先后出现“重油燃料压力低”、“高压油滤压差高报警”和“液体燃料压力低跳闸”信号，＃1燃机跳机。
＃2汽机随即快速减负荷，09:47解列＃2发电机出口开关502，汽机打闸。
＃1燃机跳闸后，燃机值班员迅速手动拉开防喘阀临时电源（没有注意到防喘阀开否，当时在燃油画面）。
10:10时＃1燃机滤网切换完毕，10:14时＃1燃机并网，10:50时＃2发电机并网。
2、原因分析事件跳机前后打印出以下信息：09:42:13HEAVYFUELPRESSLOW重油压力低；09:42:33LIQUIDFUELFILTERDIFFPRESSHIGH高压油滤压差高；09:42:34LIQUIDFUELPRESSURELOW液体燃料压力低；09:42:37LOWLIQUIDFUELPRESS--TRIP液体燃料压力低跳闸；09:42:37HEARYFUELTG-TRIP重油状态跳闸。
（1）从以上事件经过和打印的报警信息可以分析，故障是由于燃机燃油压力低，致使燃油截止阀前的压力开关63FL-2动作跳机（动作值为2.41±0.07bar）。
跳机时运行中的＃4罐油位2.41m，8:25时滤网切换后，从滤网中放出的重油可以看到，油的粘度较大，一滩一滩的，可以叠摞，而且油中含水较多。
跳闸事故分析报告
跳闸事故分析报告1. 引言跳闸事故是电力系统中常见的故障类型之一，其发生可能导致供电中断、设备损坏甚至人身伤亡等严重后果。
为了确保电力系统运行的安全和稳定，对跳闸事故进行深入分析和研究具有重要意义。
本文将从跳闸事故的定义和分类入手，通过实例分析和对相关因素的考察，探讨跳闸事故发生的原因和可能的预防措施。
2. 跳闸事故的定义和分类跳闸事故是指电力系统中某个或某些设备突然失去电源供应，导致电路中断的异常情况。
根据跳闸事故的发生原因和性质，可以将其分为以下几类：2.1 过载跳闸过载跳闸是由于电路或设备长时间承受超过其额定负荷的电流而引起的跳闸事故。
过载跳闸常见于电力系统负荷突然增加或设备老化损坏等情况下。
2.2 短路跳闸短路跳闸是指电路中出现短路故障，导致电流突然增大，超过设备的承受能力而引起的跳闸事故。
短路跳闸常见于电路故障、设备绝缘损坏或人为操作失误等情况下。
2.3 漏电跳闸漏电跳闸是指电路中出现漏电故障，导致电流异常泄漏，超过保护装置的动作阈值而引起的跳闸事故。
漏电跳闸常见于设备绝缘损坏或设备内部故障等情况下。
3. 跳闸事故的分析为了进一步了解跳闸事故的发生原因，本文将以一起过载跳闸事故为例进行分析。
3.1 事故描述该起事故发生在某工业区的配电房中，导致该区域的生产线全部停工。
事故发生时，供电房的电源突然中断，所有设备无法正常运行。
经过排查，工作人员发现是一台额定电流为100A的设备发生过载跳闸。
3.2 事故原因经过进一步调查和分析，确定该起跳闸事故的原因如下：•设备负荷超载：该设备长时间运行时，额定负荷已接近或超过其额定电流，导致设备过热，进而引发过载跳闸。
•配电线路老化：供电线路老化严重，电阻增大，导致电流通过线路时产生过大的电压降，进而导致线路负荷增加，设备过载跳闸。
3.3 预防措施为了避免类似的跳闸事故再次发生，需要采取以下预防措施：•定期检查设备负荷情况，确保设备运行在额定负荷范围内。
XX电厂2号发电机故障分析报告(发电机失步保护跳闸出口继电器接点异常导通)方案
XX电厂2号发电机故障分析报告一、事件简述XX年7月8日晚17时51分12秒XX电厂2号发电机第一套发电机保护逻辑出口箱“发电机失步(发变组区内)”动作跳开出口开关802。
2号机组发电机第一套发电机保护频率异常报警动作、第二套发电机保护频率异常报警动作。
本次事件导致XX电厂2号发电机跳闸。
二、事故前运行方式500kV XX甲线、XX乙线、#1主变、#2发电机、#2主变、#3发电机、#3主变、#4 发电机、#4主变挂网运行，#1发电机调停；XX 甲线负荷290MW,XX乙线负荷448MW，#2发电机负荷310MW，#3发电机负荷333MW，#4发电机负荷335MW。
根据调继[****]6号文、广电调继[****]13号文，XX电厂需在6月30日之前完成1、2号机组发变组保护GE装置升级改造工作，XX 电厂2号机组发变组保护装置于6月21日完成保护升级改造、传动并完成防拒动试验，更换装置共10套，包含发电机保护G60装置2套、主变保护T60装置2套、A厂变保护T35 装置2套、B厂变保护T35装置2套、非电量保护C30装置1套、励磁变保护T35装置1套。
XX甲线 XX乙线三、保护动作过程7月8日17时51分12秒，XX电厂2号发电机第一套保护逻辑出口箱“发电机失步(发变组区内)”动作，314mS后2号发电机出口开关802分闸，17时51分41秒2号机组第一、二套发电机保护频率异常报警。
保护动作时序图如下：500kV XX电厂2号发电机保护动作时序图四、保护动作行为分析（一）2号机组发变组保护动作行为情况2号机组第一套发电机保护动作信号为“频率异常(报警)”，该报警原因为在发电机出口开关跳闸后保护装置检测到频率异常并发出频率异常报警，如下图：2号机组第一套发电机保护屏逻辑出口箱为“发电机失步(发变组区内)”动作，“发电机频率异常(报警)”动作，如下图：2号机组第二套发电机保护动作信号为“频率异常(报警)”，该报警原因为在发电机出口开关跳闸后保护装置检测到频率异常并发出频率异常报警，如下图：(报警)”动作，如下图：由故障录波可见失步继电器出口后314mS出口断路器分位反馈出现，失步继电器出口1.5S后，频率异常报警动作，具体情况见下图：2号发电机第一套保护装置内记录检查未见保护动作记录，见下图：2号发电机第二套保护装置内记录检查未见保护动作记录，见下图：保护装置与逻辑箱接线图如下(红线部分为异常节点回路)：（二）2号机组保护动作行为分析根据以上情况分析，2号发电机出口开关802跳闸原因为第一套发电机保护逻辑箱“发电机失步(发变组区内)”出口动作，但从保护装置内部动作记录以及现场装置动作灯点亮情况可见现场两套G60发电机保护装置本身失步保护均未动作，现场检查时2号机组第一套发电机保护装置失步保护出口继电器仍保持动作状态，判断应为2号机组第一套发电机保护装置失步保护出口继电器误导通。
电厂机定子接地保护动作跳闸事件分析报告
电厂＃5机定子接地保护动作跳闸事件分析报告1、事件经过（1）11月18日18:49时，＃5机运行中MKⅥ突然发“发电机保护动作”、“86G1（保护总出口）继电器动作跳机”报警，机组熄火遮断；检查发电机保护盘，装置显示发电机3Uo定子接地保护动作；当班值长即下令开＃6机，同时将＃5发变组转为冷备用，并通知检修相关专业负责人速进厂协助检查。
（2）19:30时，检修人员到场进行相关检查：1）测量发电机定子绝缘（带出线电缆及主变低压侧绕组），三相对地绝缘正常，均在50兆欧以上；2）测量两组PT绝缘正常，均在2000兆欧以上；3）对定子接地保护进行校验，保护动作正确；4）检查电压互感器一次保险，发现PT1的A相保险熔断；5）其他检查未见异常。
通过以上检查，并经分析，基本确定定子接地保护动作是由于PT高压侧保险熔断造成。
（3）更换高压保险，机组恢复备用。
为进一步确认一次系统正常，将机组开至空载满速，进行零起升压，试验正常。
另外测量PT开口三角的零序电压值亦正常。
21:52时，机组并网，运行正常。
故障全过程历时3.05小时。
2、原因分析（1）从＃5机事故记录查得，当时定子接地保护起动值是14.5V（保护整定值为10V，0.5S），如果PT保险是按其固有的熔断特性（安秒特性）瞬间烧断，3Uo的值应为100V。
由此可初步分析认为该保险的熔断是经历了一个有别于正常的暂态变化过程。
在此过程中随着该PT保险阻值的变化，其二次侧电压也随之发生变化，引起二次侧三相电压不平衡，导致3U0动作跳机。
（2）高压保险问题引起保护动作在我厂尚属首次。
通常，出现PT保险单相断线时保护装置本身固有的“断线闭锁”功能应有效闭锁3UO 动作。
但正因上述分析，该PT保险是经历了一个非瞬间熔断的过程。
3UO动作时其负序电压尚未达到“断线闭锁”动作值。
“断线闭锁”以负序电压整定，其动作值U2=10V。
如3UO动作值为14.5V，则此时的负序电压标量为1/33UO标量，应为4.8V左右，因此“断线闭锁”不会启动。
电厂机组跳闸事件分析报告
电厂#4机组跳闸事件分析报告1、事件经过（1）2005年5月18日16:23时，2204开关跳闸，值班员立即检查，发现＃4机高、低旁快开至100%、主汽门全关，DCS有变压器压力释放、主变重瓦斯动作等SOE画面报警。
＃3机负荷减到80MW，后经中调同意，17:02时＃3机解列。
（2）检查SOE画面报警有：16:23:09:449＃4汽轮发电机故障16:23:09:450＃4汽机ETS已跳闸16:23:09:474＃4汽机发变组220KV断路器分状态16:23:09:539＃4汽机主变压器压力释放保护动作16:23:09:542＃4汽机发电机保护动作总信号16:23:09:617＃4汽机就地打闸16:23:28:475＃4汽机主变压器重瓦斯保护动作DCS报警有：16:23:09:615＃4汽轮发电机故障16:23:09:615＃4汽机ETS已跳闸16:23:09:621＃4汽机发变组220KV断路器分状态16:23:09:622＃4汽机发变组220KV断路器事故跳闸16:23:09:667＃4机ASP压力油压力低16:23:09:671＃4机OPC压力油压力低16:23:09:671＃4汽机联跳保护动作16:23:09:882＃4汽轮发电机逆变16:23:09:883＃4汽机就地打闸16:23:09:883＃4汽机主变压器压力释放保护动作16:23:09:884＃4汽轮发电机灭磁开关跳闸16:23:09:885＃4汽机发电机保护动作总信号16:23:09:890＃4汽机主汽门已关闭16:23:09:918＃4机OPC保护动作发变组保护柜动作信号：CPUO灭磁联跳，汽机联跳16:21:00:360主变压力释放保护动作16:21:09:65主变重瓦斯16:21:19CPOE相隔一秒有与CPUO相同报警（3）就地检查发现4B主变发生喷油。
17:10时，4B主变转检修，并联系ABB厂家工作人员到现场对4B主变进行检查。
2机组事故跳闸经过分析 电厂机组跳闸事故心得
2机组事故跳闸经过分析电厂机组跳闸事故心得#2机组事故跳闸经过分析运行方式： #1机组负荷130MW，B给水泵运行、A给水泵联备，B凝结泵运行、A 泵备用。
#1炉甲、乙侧送、引、排、磨运行，炉前燃油系统备用。
6KV、380V厂用标准运行方式。
#2机组负荷130MW，B给水泵运行、A给水泵检修，A凝结泵运行、B泵备用。
#2炉甲、乙侧送、引、排、磨运行，炉前燃油系统备用。
6KV、380V厂用标准运行方式。
110KV系统标准运行方式，86启备变充电中，#1、2机组6KV厂用快切联动备用中。
事故现象： xx年10月24日（GPS时间00时11分36秒）（DCS 画面时间00时17分56秒）系统冲击，（集控室照明闪烁一次）#2发电机出口开关82开关跳闸，#2机6KV厂用快切动作正常，6KV、380V厂用电压正常，#2机主汽门关闭，#2炉MFT动作，炉灭火。
#2机电气DCS报警发“过励限制”“励磁装置报警”“手动通道运行”“CHⅠ通道报警”、“CHⅡ通道报警”。
#2机发变组保护A、B 柜WFB-801装置均发“励磁系统故障动作”。
#2发电机励磁系统上位机发“外部跳闸”“P/QⅠ段报警”“P/QⅡ段动作”。
NCS装置电脑告警“110KV唐明Ⅰ线测控对侧无电压”、AVC装置电脑告警“110KV唐明Ⅰ线测控对侧无电压”“ 110分段母差保护动作”“唐湖电厂82开关分闸（事故跳）”“2G过励限制”“2G低励限制”。
#2发电机无功负荷由45MVAR突降至-67.5MVAR，#2机6KVⅡA、ⅡB 段母线电压由6.17KV突降至5.48KV。
#1机组负荷在（4s内）由131MW突降至120MW再突升至149MW，突降至130MW稳定。
#1发电机无功负荷（4s内）由46MVAR突升至123MVAR再突降至45MVAR稳定。
#1发电机出口电压（4s内）由15.6KV突升至16.4KV再突降至15.6KV稳定。
#1发电机定子电流（4s内）由5187A突升至6251A再突降至5246A 稳定。
电厂定子接地保护动作跳闸事件分析报告
电厂4号机组定子接地跳闸事件分析报告2018年09月11日，电厂4号机组发生一起发电机机端B相出线箱进水,导致定子接地保护动作跳闸事件。
现将分析情况汇报如下：一、事件发生前的运行方式2018年09月11日22:52，4号机组负荷216MW，B、C、D磨煤机运行，总煤量91吨，主汽压力15.48MPa。
两台引风机运行，炉膛负压自动；两台一次风机运行，风压在自动控制方式；两台送风机运行，机组运行参数均正常。
二、事件经过2018年09月11日22时52分48秒，二期集控室4号机组BTG盘同时发出多个光字牌报警，分别为“定子接地跳闸”、“发变组保护装置异常”、“发变组保护装置异常”、“4A/4B BZT动作”、“汽机跳闸”、“一次风机A跳闸”、“一次风机B跳闸”、“主燃料跳闸”、“磨煤机B(C、D)跳闸”；查看4号发变组解列，汽轮机跳闸，锅炉灭火。
控制员翻看保护动作首出为“发电机故障”，汇报值长，立即执行单机故障跳闸处理预案。
开启主汽至轴封供汽门，开启高旁前疏水门，打开高旁电动门，用高旁带高压辅汽系统，调整辅汽至轴封压力正常后，关闭主汽至轴封供汽门。
同时，完成机组停运相关工作。
发电机定子接地保护动作，４号机组跳闸后，值长立即汇报发电部部长及公司领导。
并向河南公司和集团公司调度中心汇报机组跳闸情况。
事件发生后，各级人员立即赶赴现场，组织排查分析，根据现场６.5米水迹情况，判断发电机定子接地原因可能为出线箱进水所致，随即办理工作票，将发变组解备做安措，进行检查。
对发电机三相出线箱解体检查，Ｂ相出线箱盘式绝缘子积水清理烘干，Ａ、Ｃ相检查正常。
12日05:30检修工作结束，机组开始恢复启动，07:20机组定速后，做发电机手动零起升压试验正常，08:35 ４号机组并网正常运行。
三、检查情况1.就地检查发现4号发电机底部B相出线箱处向地面滴水，4号发电机端部B相出线箱内有进水痕迹，4号发电机氢冷器排空气门处现场检查，发现励端氢冷器放空气门漏斗处地面有水印。
电厂机熄火跳机事件分析报告
电厂＃1机熄火跳机事件分析报告1、事件经过（1）2008年4月16日17:32时，＃1燃机满负荷运行，突然出现燃机熄火保护动作,燃机在重油状态下熄火遮断，＃2汽机解列正常停机。
运行立即通知检修热控人员，汇报中调、运行部长、总工及相关人员。
故障发生时打印的报警信息如下：MKV报警：17:32:55:468lossofflametrip(熄火保护跳闸)；17:32:55:483lockoutrelay74/86g-2a(发电机出口开关跳闸)；17:32:55:483g60aglabaialarm。
发电机保护盘上报警：tripfromMKV(MKV遮断)；tripfromex2100.(跳励磁)；52Ltripped.（跳出口开关）；41extripped.（跳励磁开关）。
（2）17:35时，热控检修人员到场检查发现，MKV系统内模件DTBC 端子板电源保险FU14（15A、DC125V）烧毁,进一步检查DTBC外接回路发现，燃气清吹对空放气电磁阀（20VG-2）线圈电阻值明显偏小（正常直流电阻值为394.8欧姆,实测9.86欧姆），判断此电磁阀故障。
更换电磁阀线圈备件，且对DTBC端子板上其它外接回路试验正常，19:05电磁阀组检查结束。
（3）19:08时起高盘，检查启动失败排放阀未见有油流出，19:23时发启动令，19:28时点着火，19:36时并网，此后运行正常。
2、原因分析（1）燃气清吹对空放气电磁阀（20VG-2）线圈短路是造成此次跳机的客观原因。
20VG-2电磁阀位于轮机间内，开机时轮机间温度有60℃左右,而且此电磁阀在停机和正常运行时长期带电，只有在启机过程中有短时失电，在高温环境下长期带电导致电磁阀线圈绝缘降低（正常直流电阻值为400欧姆,故障后实测9.86欧姆）匝间短路；当短路发生时，电源电流增大，超过保险范围，导致MKV盘内板的保险烧坏，引起20CF-1、20FD-1、20FD-2、20FH3X、20TV、20CB-1等电磁阀失电，＃1燃机燃油被切断，燃机熄火，保护停机。
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。
XX电厂2号主变保护动作报告(寄生回路)
XX电厂220kV#2主变保护动作分析报告一、事件简述XX年3月29日16:09，XX电厂220kV#2主变非电量保护“失灵联跳各侧”动作跳闸，#2主变变高2202开关、#2厂变812开关跳闸，#3、#4机组停机，损失负荷65MW。
经检查，#2主变误跳闸主要原因为主变失灵联跳各侧回路存在寄生回路，寄生回路导通导致主变失灵联跳各侧回路接通，“失灵联跳各侧”经非电量保护出口。
二、事故前运行方式1号、2号、3号、4号机组并网运行，总有功负荷130MW，1号主变、2号主变、220kV母线、110 kV母线、XX线运行。
三、保护动作过程3月29日16时09分32秒（后台监控时间，保护装置时间不准确），由于#2主变测温表误动作，导致相应接点短接，主变失灵联跳各侧回路导通，非电量保护误动作出口，将2202开关及803、804开关及厂变812开关跳开。
#2主变非电量保护为国电南自DGT801E，保护动作报告如下：四、事故原因查找#2主变跳闸后，电厂运维人员立即开展现场检查。
1、保护检查在2号主变保护屏上发现非电量保护装置报“失灵联跳各侧”动作。
在母差失灵保护屏检查，母差失灵保护装置无任何启动动作信号，确认母差失灵保护屏失灵联跳各侧没有开出。
怀疑主变失灵联跳回路存在问题。
2、回路检查（1）检查主变失灵联跳回路，在2号主变非电量保护屏端子排处，发现失灵联跳各侧回路的端子4X32处有两根接线：其中一根2B110:007为母差失灵保护屏开出的失灵联跳各侧回路，另一根007/2B135是主变油温过高开入，此接线不应接入失灵联跳各侧回路。
主变失灵联跳回路存在寄生回路。
（2）在主变保护屏对2B110:007、2B110:001回路（母差至主变保护的失灵联跳回路）进行绝缘检查正常（摇表测得无穷大）。
母差至#2主变保护的失灵联跳回路绝缘良好，母差保护也无任何启动动作信息。
（3）现场检查主变测温回路：主变本体装有两块（左、右各一块）测温表，左侧测温表接入监控，右侧测温表接入保护装置（只发信号，不跳闸）。
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..。
电厂#2发电机失磁保护动作跳闸事件分析报告
Doing good deeds is the only truly happy action in life.勤学乐施天天向上（页眉可删）电厂＃2发电机失磁保护动作跳闸事件分析报告1、事件经过2006年03月27日9:23时，＃2汽轮发电机失磁保护动作跳闸，但在＃1电子间＃2汽机保护屏前未见任何保护动作信号，询问在场的运行人员答复已将保护屏跳闸信号复归。
检查动作记录报文，其中有失磁保护动作与TV断线。
于是拉开＃1PT刀闸，检查1PT的一次保险和二次接线无开路现象，检查＃2PT二次空开下桩头接线B相松动，将其紧固。
因怀疑PT一次保险质量不良，用保险丝与1PT一次保险并联后，推上＃1PT刀闸，重新起励，控制屏上显示励磁为FCR方式，检查励磁屏上两通道均有PT断线告警，将其复归（在检查PT回路拉开1PT刀闸时发出），再次起励升压并网成功。
2、原因分析（1）保护屏内故障报文，因CPUO和CPUE的报文一样，CPUE 的时间更接近实际时间，故以CPUE的报文作为分析依据，相关故障报文如下：09:17:25:306 失磁保护动作t1(0.5s)09:17:26:303 失磁保护动作t2(1s)09:17:28:291 主汽门关闭09:18:48:463 发电机3W定子接地 TV1断线09:18:35:541 发电机3U0定子接地 TV1断线09:19:00:393 发电机逆功率 TV1断线09:19:01:388 发电机失磁保护 TV1断线可知故障是因＃2发电机失磁引起失磁保护动作跳开发电机出口开关502，联跳主汽门。
综合检查情况，基本可排除PT断线的因素造成，PT断线保护可闭锁，励磁也可切换到手动通道，保护出口前无PT断线信号，TV1断线信号是在发电机开关跳闸甩负荷后发出的，为甩负荷时系统冲击引起（3W、3U0定子接地同理），现场检查PT也未开路，从失磁保护报文看，保护启动正确，当时检测到的参数已达到动作范围。
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神二电厂6月18日#1机组因#11引风机失速，锅炉“炉膛压力＞＋500Pa延时25秒”
主保护动作机组跳闸分析报告
一、机组情况介绍：
机组额定容量500MW，锅炉为亚临界、一次中间再热、前后墙对冲燃烧，塔式布置，锅炉最大蒸发量为1650T/H，主汽压力为17.46Mpa，主再热汽温均为540℃，为斯洛伐克托尔马其锅炉厂制造，于1992年投产。
配置有6套正压直吹式制粉系统，磨煤机为MPS-245中速磨，引风机为双动叶轴流式风机，送风机为变频轴流式风机，一次风机为变频离心式风机；采用四分仓容克式回转式空气预热器，设计烟气侧差压为1100Pa；采用电袋除尘器，设计烟气差压为1200Pa；采用石灰石湿法脱硫，配有四台浆液循环泵。
二、事件发生前机组运行方式及烟风燃烧系统参数：
1、运行方式：
#1机组负荷499MW，汽泵运行，#11、#12、#13、#14、#15磨运行，#11、#13、#14脱硫浆液循环泵运行，#11、#12电泵、#16磨、#12脱硫浆液循环泵备用，炉膛负压自动、送风自动投入，AGC投入。
2、烟风燃烧系统运行参数情况：
炉膛负压：-45Pa
#11/#12引风机动叶开度：84%/79%;#11/#12引风机
电流：558A/645A
#11引风机入口/出口压力：-5107/3695Pa;#12引风机入口/出口压力：-5303/3619Pa
除尘器布袋差压：1750Pa左右
原烟气S02含量：4600mg/Nm3，净烟气S02含量：27mg/Nm3
燃煤：收到基低位发热量14.78MJ/kg（3535千卡/千克），空气干燥基灰分43.65%。
三、事件发生过程：
19:29:50 因原烟气含硫量高4600mg/Nm3，为防止脱硫出口SO2超标，启#12浆液循环泵
19:30:29 炉膛压力达+200Pa报警
19:30:33 炉膛压力达+500Pa
19:30:58 值班员进行降负荷（在AGC方式下限制负荷高限值由500MW至450MW）
19:30:58 “炉膛压力超限”（炉膛压力+500Pa，延时25S）保护发出，锅炉灭火，汽机掉闸，发电机逆功率解列。
注：炉膛压力超限保护设置情况：（1）+500Pa或-400Pa,延时25秒（捷克锅炉设计要求）；（2）+1700Pa或-1500Pa 延时0秒。
三、数据分析
1、事件发生后查相关参数趋势：
19:29:50启#12浆液循环泵
19:29:55 #12浆液循环泵启动电流回头，显示正常值102A
19:30:03 #11引风机出口压力由3695Pa开始上升,轴承箱X轴振动开始由4.02mm/s上升，炉膛负压由-44Pa 开始向正微小变化，此时#11/12引风机动叶开度84.7%/78.9%尚未变化，#11引风机电流557A降至544A，#12引风机电尚未变化
19:30:11 #11引风机出口压力升高至4138Pa（升高了443Pa），轴承箱X轴振动升高至5.02mm/s（升高了1.00mm/s）
19:30:18 #11引风机电流由544A开始大幅下降，19:30:20降至418A，#11引风机出口压力由4127Pa降至3379Pa，#12引风机出口压力由4126Pa降至2870Pa，并且两台引风机动叶开始明显开大
19:30:23 #11引风机电流由418A由升高至557A
19:30:24 炉膛负压达到+200Pa（报警值）
19:30:29 #11引风机电流再次突降，由557A降至427A，且两台引风机动叶开度升高至88%/81.4% 19:30:31#11引风机电流再次回升至501A，此时炉膛压力达+500A（开始延时）
19:30:40 #11/12引风机动叶开度89.2%/83.7%,电流。