330MW机组事故案例汇总(电气)
330kV某变电站全站380V失压事故的分析 李兴平
330kV某变电站全站380V失压事故的分析李兴平摘要：380V交流系统失压是变电站站内比较常见的事故，可以有多种原因引起，本文主要对330kV某变电站全站380V失压事故进行了分析，并总结了防范处理措施，为同类型事故的分析与处理提供了参考。
关键字：变电站；380V；设备选择；保护2018年07月03日，330kV某变电站发生一起380V接地故障，故障导致两台所用变全部跳闸，站内交流380V系统全部失压，给电网的安全稳定运行带来了巨大隐患。
1、事故前变电站380V系统运行情况变电站内有两台330kV主变，低压侧电压分别为10kV和35kV，两段低压侧母线各带一台所用变，另有一台站外电源带的备用所用变。
#1所用带380VⅠ母线运行，#2所用带带380VⅡ母线运行，380V备用母线不带电，380V备自投装置在检修状态，未投入运行。
2、跳闸及处理情况07月03日14时56分34秒35kV1号所用变PCS-9621型保护“低压零序过流I段动作”跳开35kV 3504断路器，07月03日14时56分38秒10kV2号所用变PCS-9621型保护“低压零序过流I段动作”跳开10kV1003断路器、380V20断路器。
跳闸发生后，运维人员随即对监控后台进行检查，监控后台：1号所用变两侧开关在分位、1号所用变两侧遥测值为零、2号所用变两侧开关在分位、2号所用变两侧遥测值为零，全站380系统失压。
随后，运维人员立即联系专业人员进行检查，并尽快退出#1、#2主变风冷跳闸出口及功能压板，避免由于主变风机失电导致主变跳闸。
3、现场检查情况3.1一次设备检查情况异常发生后，现场检查35kV 3504断路器、10kV 1003断路器、380V 20断路器均在分闸位置。
一次专业人员对两台所用变本体、低压电缆以及380V的各支路进行了详细检查，均未发现任何异常。
380V系统无空开跳闸，检修电源箱内无空开跳闸，380V抽屉开关无跳闸情况。
330KV变电站事故
尼日利亚JOS 330KV变电站压力释放阀跳闸事故检修总结
1、事故经过：
2015年6月25日，尼日利亚JOS变电站站用变压力释放阀动作引起主变压器跳闸，经检查主控室只有站用变压力释放阀故障报警信号，除压力释放阀动作外，并无其他保护动作。
事故发生后，对该变压器油循环系统进行了一系列检查，未发现管道阀门误关，对瓦斯继电器集气盒观察未发现气体，检查压力释放阀完好，未发现动作现象。
2、原因分析
JOS#2主变型号OSFSZ-150000/330 是自耦变压器，站用变DSBJ-6300/34.5-300/0.415是接地变取自主变抽头，站用变压力释放跳闸信号串联在主变断路器保护电路中，站用变压力释放信号动作引起主变跳闸。
故障发生后，经检查发现解除变压器本体控制箱压力信号线，故障消失，测量本体压力释放微动开关有电阻值（正常应为常开非电量触点无电阻值）对地绝缘不良。
打开压力释放阀上部发现微动开关室已进入雨水，螺丝、触点已锈蚀，由于此压力释放阀密封性能不好，导致进入雨水所致。
经更换新开关信号恢复正常，
3、防范措施
由于设备制造不佳原因现场临时采取用塑料布覆盖防雨
水进入同时顶部留有释放阀动作空间。
某330MW机组锅炉爆燃事件的分析
某330MW机组锅炉爆燃事件的分析摘要：针对某330MW锅炉爆燃事件，从了解事件经过到分析事故发生的直接原因，有针对性的调取相关运行记录、检查设备保护逻辑的实际投运情况、核查逻辑设置的合理性、检查设备自身等方面确定本次事件的直接原因，并结合相关实际，提出暴露的直接问题，有针对性的给出了相关防范措施及建议，对于火电机组的运行及事故应急处理有一定的参考价值。
关键词：爆燃；保护逻辑1.事件经过4:57:00，某330MW机组负荷168MW，A、B、D、E制粉系统运行，总煤量96t/h，主蒸汽温度540℃，主蒸汽压力13MPa，再热汽温530℃，再热汽压力2.0MPa，炉膛负压-50Pa，给水流量410t/h，其余各参数正常。
4:57:54，监盘发“给煤机A事故跳闸”报警，DCS画面上总煤量由96t/h降至74t/h，A磨煤机煤量至0t/h，现场检查发现A给煤机跳闸。
4:59:19，火检信号频繁闪动。
4:59:51，炉膛负压突变至-2084Pa，监盘发“炉膛压力高”报警。
5:00:37，依次投入A1、A2、A3、A4层微油正常，炉膛负压突变至+2814Pa。
后续层投B层油枪失败，继续投入E1、E3油枪。
5:07:06，炉膛负压突变至+3031Pa(测点量程+/-3000Pa)。
5:08，主汽温度上升较快，运行人员停E磨煤机。
5:13，主汽温度稳定后，启动C磨煤机，停运A磨煤机。
5:17，炉膛负压400Pa，送风机出力减至最小，增大吸风机出力，负荷维持155MW，NOX排放超标，增加喷氨量NOX仍超标，停C磨，负荷降至120MW。
7:00运行人员就地检查发现脱硝烟道入口共计4个膨胀节破损。
因膨胀节破损严重，无法维持正常运行，机组停机。
2.分析过程2.1调阅操作员行为记录1）给煤机情况：A给煤机故障跳闸。
2）火检、油枪投入情况：各层火检交替闪烁时，炉内负压波动，最低降至-2048Pa，保持炉内继续投粉，A层油枪投入后，炉膛负压突升至+2814Pa，B层油枪投运失败，此时A、B、D、E层活检信号交替闪烁，继续投入E层油枪炉膛负压突升至+3031pa（满量程）。
330MW机组等离子点火过程中的跳机事故分析
第11卷(2009年第12期)电力安全技术61机组锅炉及制粉系统设备的情况某电厂330MW 机组的锅炉采用上海锅炉厂有限公司生产的SG-1036/17.50-M882型亚临界、一次中间再热、控制循环汽包炉,π型露天布置,平衡通风,单炉膛,四角切圆燃烧。
其制粉系统采用2台双进双出BBD4366型球磨机,冷一次风机,正压直吹。
排渣方式为固态排渣。
主汽温采用二级喷水减温，再热汽温采用摆角调温和喷水减温。
初始点火设计用0号柴油。
优化设计后采用烟台龙源电力有限公司的等离子点火系统，并对A 磨煤机进行改造，将A1层(A1层是最下层的4只燃烧器。
全炉共杨晓华1，张国栋2，张计节2，张传雪2（1.华能吉林发电有限公司，吉林长春130012；2.华能嘉祥电厂，山东嘉祥272415）330M W 机组等离子点火过程中的跳机事故分析有4层共16只燃烧器，每台磨煤机对应2层共8只。
从下到上分别是A1，A2，B1，B2层，其中A1，A2层是A 磨煤机连接的燃烧器，B1，B2层是B 磨煤机连接的燃烧器)改造为等离子燃烧器。
制粉系统如图1所示。
设计煤种为褐煤，高位发热量21206kJ/kg ，低位发热量20120kJ/kg 。
2事故经过2009-01-30，1号机组在春节期间调停后，采用等离子点火进行冷炉启动。
07:49，机组A 磨煤机的风门档板几乎全开，A 磨煤机处于最大出力状态，可是机组的负荷却仅为80MW 左右(A 磨煤机图由台磨煤机组成的制粉系统Sh i gu fe n xi事故分析212第11卷(2009年第12期)电力安全技术正常情况对应的负荷至少为135MW左右)。
运行人员错误地判断这是由于煤质不好、发热量低而造成的，因此在满足不了升负荷的要求时，就投入对应层的2支油枪助燃。
在投入油枪后10min内，虽然通过大幅度关小容量风门以减少进入A磨煤机的一次风量，从而减少进入炉膛的煤粉量，但是主蒸汽压力由8MPa上升到18.04MPa。
汽机事故案例(精华版)
电气逆功率 发电机逆向功率达到动作值后，延时20S后保护出口。该保护是用于 保护汽轮机末级叶片的，发电机长时间逆功率运行表明汽轮机已无 进汽，发电机运行于电动机状态，末级叶片在没有蒸汽冷却的情况 下，容易出现超温损坏。 该保护与规程中“无蒸汽运行时间超过1分钟”需紧急停机条款是一 致的。规程条款中需注意的是“无蒸汽运行”的判断，不能以汽门 关闭作为条件，实际还是得通过逆功率情况进行判断，所以这条按 照逆功率拒动来理解更合适。当然，若误解了“无蒸汽运行”，按 “紧急停机”按钮来执行本条，操作上风险也是很低的，但却无助 于改变发电机的“电动机”运行状态。事实上要出现双套逆功率拒 动或开关拒动而后备保护不动的概率都是极低的。
300MW典规
25项反措
请关注我厂规
程附录中的各 启动曲线
三、汽轮机进冷汽
14：32 锅炉点火后，高旁开度从8%逐渐增大，最大至28%，在此过程中低 旁保持关闭（再热汽压力升至0.2Mpa后，低旁才会开启）。此时主汽压力 0.16Mpa，主汽温度175℃。 14：50发现盘车转速下降。 14：57 汽机盘车停运，转速到零。 15:00 锅炉手动MFT，低旁开启，再热汽泄压到零。 15:03 打闸6B小机。 15:05 隔离轴封供汽，停运真空泵、破坏凝汽器真空，对汽轮机进行闷缸。
发出。16:12，机组负荷618MW，汽轮机跳闸，首出原因显示“汽轮机润滑 油压低”。转速到零后，就地投入盘车因电流大跳闸，盘车无法正常投入 ，手动盘车不动。汽轮机轴瓦、推力瓦解体后，发现各轴瓦钨金、轴颈均 有不同程度磨损。 初步认为发电机密封油回油膨胀箱下部系统回油不畅，导致密封油回 油膨胀箱油位升高，并进入发电机内部。同时，引起汽轮机润滑油主油箱 油位下降，油位降至BOP油泵吸入口部位后，汽机润滑油主油泵不出力， 润滑油压失去，最终造成轴瓦烧损、汽轮机无法盘动。
某330MW发电机集电环着火原因分析探讨
某330MW发电机集电环着火原因分析探讨发布时间：2021-06-15T16:18:29.253Z 来源：《基层建设》2021年第5期作者：董永刚[导读] 摘要：近年来随着技术更新，大型火力发电机组逐步取消了传统的励磁机，多采用机端自并励励磁方式，此种励磁方式有效的缩短了发电机组轴系的长度，减少了励磁机故障的几率，但在运行过程中，由于运行维护不到位，部分机组发生了集电环着火的事故。
中国石化长城能源化工（宁夏）有限公司宁夏银川 750411摘要：近年来随着技术更新，大型火力发电机组逐步取消了传统的励磁机，多采用机端自并励励磁方式，此种励磁方式有效的缩短了发电机组轴系的长度，减少了励磁机故障的几率，但在运行过程中，由于运行维护不到位，部分机组发生了集电环着火的事故。
本文就某厂330MW汽轮发电机集电环着火原因深入分析探讨，提出解决措施。
关键词：集电环；碳刷；着火；振动；运行维护；措施一、基本概况该厂发电机--主变压器采用单元接线，包括发电机、主变、厂高变和励磁变。
发电机为上海电气集团股份有限公司生产的QFSN－330－2型汽轮发电机，发电机定子铁芯共有54槽，励磁方式采用静止机端自并励有刷励磁方式，定子绕组采用YY接线。
发电机出口电压为20kV，定子引出线与主变压器、厂高变、励磁变压器及电压互感器采用封闭母线相连，封闭母线采用微正压装置充入干燥空气，防止绝缘受潮和发电机出口短路。
发电机中性点采用经二次侧接电阻的单相变压器接地。
发电机定子线圈采用直接水内冷，发电机转子线圈、定子铁芯及其它部件采用氢气冷却，发电机配置4个氢气冷却器，并配置双筒吸附式氢气干燥装置和氢气泄漏检测装置，密封油系统采用双流环式密封瓦。
发电机启动升压时由外部交流电源供电启励，发电机电压大于10%额定电压后，可控硅整流器的输入电压达到10V~20V 后，可控硅整流器和励磁调节器可正常工作，由A VR 控制软起励升压。
使用发电机出口电压经励磁变降压，由三台静止可控硅整流柜以及瑞士ABB UNITROL®F/5000 数字式励磁调节器调节整流，通过灭磁开关经发电机碳刷向发电机转子提供励磁电流。
发电机振荡案例分析
典型异常案例一、案例名称: 一号发电机振荡二、案例经过:振荡前工况：负荷330MW，协调投入，RB投入，A、B给水泵运行，C给水泵备用，机侧主汽压力17.79MPa，＃1＃2＃3＃4高调门开度分别为100％、100％、100％、100％，A、B、D、E磨煤机运行，C磨煤机备用，总煤量164T/H，AVC投入，励磁调节器选择自动通道且为电压调节方式。
振荡时现象：2月15日6：23：53～06：32：03期间，一号发电机负荷波动，6：25分汽机主站跳出自动，汽机转速最大3010RPM，最低2985RPM（来自DEH），＃1、＃2、＃3高调门维持100％，＃4高调门最大波动100％～23％，汽机主站跳出自动后，炉侧总煤量由164T/H自动加至167.5T/H，发电机出口电压23.02～23.757KV，有功240.15～411.5MW，无功-24.02～39.661MV，定子电流7684～8346A，频率49.983～50.043Hz，励磁电流26.15～149.875A，500KV母线528.4～531.0KV，厂用6KV A段母线电压5880.959～6039.357V，厂用6KV B段母线电压5888.158～6033.598V，06：25：27发现一号发电机励磁电压消失，直至06：32：03恢复正常，消失持续时间为6分33秒，发电机＃7瓦振动最大49.0/27.5微米，＃8瓦振动最大43.8/40.76微米，＃1～＃6瓦变化较小。
处理过程：汽机主站跳出自动后，立即退出DEH在远方，较高级允许投入负荷调节，点击投入块on后立即自动退出，炉侧手动减煤由167.5 T/H减至148.79T/H，退出AVC，手动增加一号发电机励磁电流，无功约增加10MVAR，06：32：03负荷停止波动，恢复正常，机侧在DEH投入负荷调节，负荷稳定在310MW，06：38各参数正常，投入协调。
三、案例分析：原因分析：直接原因：不明。
[整理]330MW机组事故案例汇总电气.
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第四节电气专业案例分析案例一：进行50%甩负荷试验导致机组失磁1、事故经过及处理情况：2007年08月，某厂#2机组进行50%甩负荷试验，试验前#2机有功308MW，6KV 2A、2B、2C均由启备变接带；解除电跳机、炉跳机保护。
12:52调总令#2机组进行甩50%负荷试验，12:52:36手动打D磨煤机，总煤量90T/H，12:52:42手动打A磨煤机，总煤量60T/H，12:52:44手动开启锅炉B侧PCV 电磁泄放阀（A侧PCV电磁泄放阀缺陷，开启不了），12:52:46手动断开灭磁开关，发电机未解列，发现#2发电机失磁，立即手动按发电机出口断路器（5021、5022）紧急跳闸，发电机解列；12:52:49手动将A汽动给水泵打闸，汽机最高转速到3081rpm，锅炉B磨维持运行；12:58:06，B一次风机跳闸，首出为一次风机喘振，12:58:27调试廖总令手动MFT停炉，手动将汽机打闸，各联锁正常。
经了解手动断开灭磁开关发电机未解列为调试电气人员将灭磁联跳压板退出所致。
#2发电机失磁，引起#1、2机组部分参数大幅波动，#1发电机无功功率由-2.6 MVAR突变至359 MVAR，机励磁电流由3078.5A突变至5035A；＃2发电机由4.8 MVAR突变至－539.6 MVAR，＃２机定子电流由9026A突变至20319A。
2、暴露问题原因分析：事故发生后,组织有关专业人员进行分析认为：做#2机组甩50%负荷时#2发电机失磁，导致#1、2机组部分参数大幅波动，对#1、2发电机带来隐性的损伤，影响了发电机的寿命。
#2发电机失磁，主要有以下原因为：2.1做甩负荷试验的试验方案不具体，调试准备不充分，在运行方式发生变化后，没有及时修改试验方案。
2.2试验人员之间对试验方案不清，没有统一，甩负荷试验没有及时汇报准备完成情况，缺乏统一指挥。
2.3在试验前没有认真地进行技术交底，特别是在试验开始前各试验组准备情况没有向当班运行人员交待清楚，而且对是采用灭磁开关来实现甩负荷，还是采用直接断发电机出口开关实现甩负荷没有向当班运行人员交待清楚。
330MW发电厂电气运行过程中的常见问题分析
330MW发电厂电气运行过程中的常见问题分析发布时间：2021-12-16T03:28:32.109Z 来源：《中国电业》2021年21期作者：赵梦宇[导读] 发电厂运行中的主要问题无疑是电气设备，运行期间电气设备的故障对设备和人员的安全构成危险。
赵梦宇江苏徐矿综合利用发电有限公司江苏省徐州市 221137摘要：发电厂运行中的主要问题无疑是电气设备，运行期间电气设备的故障对设备和人员的安全构成危险。
本文详细介绍和分析了电厂电气运行中常见的故障，并针对这些故障提出了相应的预防措施，以表明电厂的安全运行。
关键词：330M发电厂；电气运行；常见问题引言社会的稳定发展与电能密不可分。
电能质量直接影响着社会、生产和人民生活。
优质稳定的电能是维护良好社会秩序的重要保证。
发电厂是持续生产和供应电力的来源。
在性能和性能要求不断提高的今天，如何实现电气设备的稳定安全运行，成为摆在电厂和电厂技术管理人员面前的核心问题。
如果我们想确保生产和传输过程中的电能始终符合既定的安全标准，我们必须尽最大努力避免设备故障。
1 330MW发电厂电气运行存在的问题1.1没有把电气设备的检查与维护工作做到位在电气设备的安全运行中，管理和维护制度的更新和完善不仅直接影响到整个系统的运行，也影响到人员检查和维护的运行效率。
因此，必须对电气设备进行检查和维护，并随时加强电气设备的管理和维护力度。
然而，在火力发电厂电气设备的安全运行中，由于不同因素的影响不同，人员的防范意识不高。
在检查和维护电气设备时，他们没有按照相关规范操作，这将大大降低工作效率。
即使在设备的检查和维护过程中出现问题，维护时间也会延长，因为一些员工不执行维护工作，导致电气设备的维护和大修进度缓慢。
1.2管理工作人员素质有待提高即使一些电厂改进了相关的管理和维护制度，如果管理人员或其他员工，如电厂检查和维护人员，不具备适当的技术技能和其他专业素质，所有有效的管理制度都流于形式，不能真正保证电气设备的安全运行。
机组提前进入BPT温控
事故案例/案例分析
机组提前进入BPT温控
一、事件经过
2009年6月7日，#2机由300MW向330MW升负荷过程中，当负荷升至306MW时，#2机即进入BPT温控，整个升负荷过程缓慢耗时11分钟，而正常仅需不到3分钟。
2010年2月24日15:09分#2机组由300MW升至350MW 过程中，机组提前进入BPT温控，升负荷速率降低，15:21进入EXT温控，最高负荷仅为325MW。
2010年11月24日10:24当时大气温度27.70℃，#3机升负荷至320MW时，燃机提前进入BPT控制，升负荷速度减慢。
二、原因分析
随着机组运行时间变久，机组性能发生变化，3台机先后数次出现提前进入BPT温控的问题。
另外，冬天和夏天大气温度变化较大，燃机燃烧不能适应大气温度变化也导致提前进入温控。
三、防范措施
一般的解决办法是进行压气机水洗以及重新进行燃烧调整。
从实施效果看，水洗效果不是很明显，重新进行燃烧调整效果较好；但是季节变化后又会再次出现提前进入BPT温控问题，讨论准备将大气温度变化放进IGV控制模块，使燃烧控制适应温度变化的需要。
Makurdi330KV全站停电事故经过
尼日利亚Makurdi 变电站330KV JOS2出线D01-Q01跳闸事故检修总结
1、事故经过：
2015年9月11日13时06分，尼日利亚Makurdi变电站JOS2出线D01-Q01断路器跳闸，导致Makurdi变电站及JOS2线路全部停电；经检查主控室控制盘D01+W JOS2出线信号灯熄灭，保护盘D01+R2 断路器4K1跳闸，继电保护仪CZX-22 显示A、B两项跳闸显示；故障报警信号盘X2 A 显示D01-Q01控制回路故障；现场检查A、C两项断路器跳闸，B相未跳；
2、原因分析
事故发生后对与4K1断路器相关的回路进行了全面的检查，未发现故障，但4K1合闸后继续跳闸，查看图纸检查D01-Q01-541 12×2.5电缆芯线#8线和#10线两端不一致，怀疑电缆有问题，经检查就地盘柜近处电缆沟道内此电缆有一接头且多芯绝缘烧毁短路；造成断路器跳闸等一系列信号反馈。
经检修后JOS2出线断路器回路恢复正常，开关实验正常。
此故障系施工中D01-Q01-541 12×2.5电缆敷设预留长度不够，施工中管理检查人员不到位没有发现问题及问题重视不够。
3、防范措施
由于施工期间施工单位没有及时处理好缺陷造成此故障发生。
希望施工期间检查管理人员尽职尽责；施工单位要按
国家有关规范施工，杜绝此类问题发生。
330kV甘肃永登变电站全停事故分析与启示(事故分析大讲堂)
备自投
决策
判断
重合闸 变位 主后配合 保护越级 动作逻辑 异常 拒动 送故障
基础信息获取
故障处理辅助
误动
先处理后检查
18
探索改进措施
智能站检修安全口诀
设计验收标准严 压板投退是关键 异常分析要到位 事故预案保安全
智能站检修本质安全提升
19
探索改进措施
总结
总结
点评
下一步
内容
方法
分工 课题
20
330kV甘肃永登变电站全停事故 分析与启示
永登变3320合并单元“装置检修”压板投入，发带有检修标志报文，保 护装置的“运行”状态比对不一致，造成永武一线两套装置保护闭锁。
10
追溯事故根源
压板投退分析
3321 3320 3322
永武一线
永武一线保护装置
投入
永武二线
3320电流 SV接收软 压板
退出
投入
3320合并单元 检修压板 退出
3320侧电流不计入保护 计算，正常出口
3351
3310
3321 3331
3341
3360
3350
330kV#2母线
未动
330kV#3母线
330kV永武二线
#1
#2
#3
还原事故现场
事故经过
330KV永登变 330kV#1母线
3312 3322
330kV永武一线
I1
750KV武胜变 330kV#4母线
I2
3361
3362 3352
相邻线路及主 变后备保护动作， 隔离故障。永登变 失压，损失负荷 17.8万千瓦。
16
剖析自身问题
电网典型安全生产事故30例
电网典型安全生产事故30例案例1.用户设备验收随意解锁，未确认无电致人死亡事故经过：2010年9月26日，湖北襄樊市襄阳县某用户箱变施工单位未经许可搭火，设备已带电的情况下，襄阳县供电公司计量人员组织验收，未严格执行停电、验电技术措施，强行打开具有带电闭锁功能的高压计量柜门进行检查，查看高压计量装置铭牌时误碰10千伏C相桩头发生触电，导致1人死亡。
暴露问题：一是业扩报装管理制度及流程执行不到位，用户箱变设备未经验收擅自搭火带电，对用户报装工作流程执行情况没有进行有效监控，不了解设备带电情况。
二是作业安全管控标准化执行不到位，没有制定验收计划，没有明确验收“三措”，验收前未召开班前会进行危险点分析和交底。
三是验收人员安全意识淡薄，安全技能不足，未正确执行安全规程、工作程序及设备操作方法。
案例2.带电作业防护措施不到位，误碰带电设备致人死亡事故经过：2010年10月14日，北京市通州供电公司作业人员带电处理某10千伏线路10号杆中相绝缘子破损和导线偏移危急缺陷，现场拟定了施工方案和作业步骤，填写电力线路应急抢修单。
作业过程中樊××擅自摘下双手绝缘手套作业，举起右手时误碰遮蔽不严的放电线夹，在带电体（放电线夹带电部分）与接地体（中相立铁）间形成放电回路，导致1人触电死亡。
暴露问题：一是工作负责人业务和安全技能不足，复杂带电作业未进行现场勘察，盲目制定施工方案，对作业风险辨识评估不足，在一辆带电作业车、一组作业人员不具备开展带电消缺的情况下强行施工，未正确组织实施防护措施。
二是带电作业操作规程执行不严格，作业人员安全意识淡薄，缺乏危险点辨识和自我保护能力，习惯性违章严重。
三是作业监护缺失，工作负责人、配合作业人员均未及时制止作业人员摘掉绝缘手套的严重违章行为，也没有发现绝缘遮蔽不严问题。
四是带电处理缺陷时未使用带电作业工作票，错误使用电力线路事故应急抢修单。
案例3.未正确使用安全带，高空坠落致人死亡事故经过：2010年12月31日，昌都电力公司电厂检修队对昌都电站溢流坝闸门进行堵漏工作，第6孔闸门堵漏工作完成后，洛××解除安全带防护（单保险式安全带），由于脚下有冰，不慎脚下打滑从17米高度坠入消能池后死亡。
火力发电厂事故及异常案例汇编
火力发电厂事故及异常案例汇编大唐华东电力试验研究所二0一六年九月前言近年来，安全事故频发，据调查，70%以上的安全事故都是由“三违”造成的，惨痛的事实一次次为安全生产工作敲响警钟。
为了认真汲取事故教训，提高对各类违章行为危害的认识，采取针对性措施，有效杜绝恶性事故的发生,大唐华东电力试验研究所有限公司搜集了本事故案例汇编，请所属企业各级领导和广大员工高度重视,认真组织学习讨论,希望能从中汲取教训,引以为戒,为提高企业安全生产水平提供帮助。
大唐华东电力试验研究所生产技术部2016年9月目录汽机篇某电厂660MW汽轮机带负荷过程振动增大原因分析错误!未定义书签。
某厂1号机振动大机组跳机.................. 错误!未定义书签。
某厂2号机组循环水切换不成功导致非停...... 错误!未定义书签。
运行监控不到位，转子进水弯曲.............. 错误!未定义书签。
除氧器进汽逆止门不严，小机进冷汽跳机...... 错误!未定义书签。
机组启动过程中违章操作，造成转子永久弯曲.. 错误!未定义书签。
给水泵出口逆止门不严，汽泵倒转造成设备损坏错误!未定义书签。
低压安全油管道断裂，造成非停事故.......... 错误!未定义书签。
某电厂 2 号机EH 油管道锁母松脱原因分析及应对策略错误!未定义书签。
某电厂2 号机组B 小机跳机................. 错误!未定义书签。
某电厂2 号机高中压转子对轮错位分析....... 错误!未定义书签。
某厂330MW机组低压转子瓦温高分析.......... 错误!未定义书签。
锅炉篇给煤机，连续断（堵）煤.................... 错误!未定义书签。
给煤机跳闸，炉膛爆燃 ..................... 错误!未定义书签。
空预器停转，降负荷 ....................... 错误!未定义书签。
水冷壁吹损，爆管停炉 ..................... 错误!未定义书签。
GISSF6气压降低、绝缘击穿导致330kV全站失电案例分析
GISSF6气压降低、绝缘击穿导致330kV全站失电案例分析一、事件经过（一）事故前工况330kV系统为双母线固定联结接线方式：1、2号发电机分别经1、2号主变接入330kVⅠ、Ⅱ母;3300母联开关合闸。
330kVⅠ母：XX I线3351开关合闸、1号机组3301开关合闸。
（#1机组正在运行）330kVⅡ母：XX Ⅱ线3352开关合闸。
2号机组3301开关分闸，33021Ⅰ母、33022Ⅱ母刀闸分闸，330217接地刀闸分闸。
（#2机组正在启动，准备并网）330kV系统母线保护为双重化配置，分别配置国电南自SGB750和深圳南瑞BP-2B母线保护各一套。
4月12日16:30，1号机组负荷198MW，AGC、AVC投入，ABCD磨煤机运行，煤量90T/H、主汽压力13.81 MPa、主汽流量640T/H，发生跳闸；因此#2机组停止并网。
（二）事故详细经过2018年4月12日16:35:49，1号发电机出口开关3301跳闸，“3301开关跳闸、汽机负荷小于10％”光字发出。
NCS盘面“SGB750装置母差动作”、“BP-2B装置母差动作”、“母联3300开关跳闸”、“XXⅠ线3351开关跳闸”、“XXⅡ线3352开关跳闸”信号发出，330kVⅠ、Ⅱ母线失压。
汇报省调并询问情况回复称：电网无异常。
根据母线保护动作报告，初步判断故障点在330kV GIS母线系统，组织检修和运行人员对GIS区域所有刀闸、开关状态进行检查，同时联系XX省电科院、XXXX所试验人员和GIS厂家西开公司来厂进行技术支持。
经对GIS站气体组分检查时发现XX I线33512刀闸A相六氟化硫气室压力显示为0.07Mpa（正常值不小于0.45Mpa），现场组织人员联合进行分析，初步判断为该气室SF6气体压力降低，绝缘能力下降，导致33512刀闸A相对壳体放电，母差保护动作。
采用2号机零起升压对Ⅰ母进行试验，判断I母是否存在故障。
向省调申请2号发电机零起升压判断母线故障点，做相关措施后，省调同意做2号发电机零起升压。
火电厂汽轮机事故案例分析(最终)
火电厂汽轮机事故案例分析
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凝结水系统
2、凝结水压力过低现象
深圳前湾电厂1号机组凝结水压力开始一直只能调 至3.0MPa，而凝泵的设计扬程为350m。后经仔细检查， 发现凝结水再循环旁路手动门不严有内漏，将其加紧半 圈后，凝结水压力升为3.5MPa，且再循环旁路阀造成的 噪声也消失了。
4683155热工保护不合理导致振动大跳机热工保护不合理导致振动大跳机在一次中速暖机结束升速3000rmin的过程中出现了4x方向轴承振动大跳机的情况实际振动值177um未达跳机值经检查发现tsi卡件设置了自保持功能也就是保持了上次轴承振动超过跳机的那个定值而在启动之前进行了主机轴承振动大跳机的试验卡件也就保持了一个跳机值当过临界出现另一个方向的振动超过报警值时就触发了主机保护从而造成了汽机误跳
2010-08-31
火电厂汽轮机事故案例分析
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凝汽器真空系统
2、凝汽器真空查漏事例二
大唐国际广东潮州发电有限公司2号机系由哈尔滨 汽轮机有限责任公司制造的CLN600-242/566/566型超临 界一次中间再热三缸四排汽双背压凝汽式汽轮机组，已 于2007年5月25日通过168小时试运后正式投产。 2009年2月18至21日，中试所一行两人去潮州发电 厂进行2号机的真空查漏工作，当时检测的测点47个， 未发现可凝泄漏点。 在检测本体疏水扩容器时，发现高压主蒸汽管道疏 水与扩容器连接部分有水滴出，后拆除保温检查为疏水 管道的弯头处有一砂眼，将砂眼堵塞后真空由之前的三 台真空泵运行-95KPa升至二台真空泵的-97KPa。
火电厂汽轮机事故案例分析
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2010-08-31
循环水系统
3、胶球系统收不到球现象
（1）德胜电厂2号机2008年11月6日-8日，进行胶球 清洗装置收球试验。初次投球时，由于胶球为1号机试 运时浸泡的球，胶球外径已达25.9，而不锈钢管规格 φ 25×0.5mm和φ 25×0.3mm两种。领新球浸泡24小时， 直径为φ 24，A侧胶球清洗装置投入胶球200只，运行30 分钟后收球30分钟，收回200只，收球率为100%；B侧胶 球清洗装置投入胶球200只，运行30分钟后收球30分钟， 收回200只，收球率为100%。A、B侧胶球清洗装置收球 率均大于95%，合格。 （2）一台循泵运行只能收一半，两台循泵运行可继 续收到另外的一半。 （3）胶球装置收球应：先关装球室出口门，再关装 球室入口门，然后再停止胶球泵运行，否则收不到球或 收不全球。
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第四节电气专业案例分析案例一：进行50%甩负荷试验导致机组失磁1、事故经过及处理情况：2007年08月，某厂#2机组进行50%甩负荷试验，试验前#2机有功308MW， 6KV 2A、2B、2C均由启备变接带；解除电跳机、炉跳机保护。
12:52调总令#2机组进行甩50%负荷试验，12:52:36手动打D磨煤机，总煤量90T/H，12:52:42手动打A磨煤机，总煤量60T/H，12:52:44手动开启锅炉B侧PCV电磁泄放阀（A 侧PCV电磁泄放阀缺陷，开启不了），12:52:46手动断开灭磁开关，发电机未解列，发现#2发电机失磁，立即手动按发电机出口断路器（5021、5022）紧急跳闸，发电机解列；12:52:49手动将A汽动给水泵打闸，汽机最高转速到3081rpm，锅炉B磨维持运行；12:58:06，B一次风机跳闸，首出为一次风机喘振，12:58:27调试廖总令手动MFT停炉，手动将汽机打闸，各联锁正常。
经了解手动断开灭磁开关发电机未解列为调试电气人员将灭磁联跳压板退出所致。
#2发电机失磁，引起#1、2机组部分参数大幅波动，#1发电机无功功率由-2.6 MVAR突变至359 MVAR，机励磁电流由3078.5A突变至5035A；＃2发电机由4.8 MVAR突变至－539.6 MVAR，＃２机定子电流由9026A突变至20319A。
2、暴露问题原因分析：事故发生后,组织有关专业人员进行分析认为：做#2机组甩50%负荷时#2发电机失磁，导致#1、2机组部分参数大幅波动，对#1、2发电机带来隐性的损伤，影响了发电机的寿命。
#2发电机失磁，主要有以下原因为：2.1做甩负荷试验的试验方案不具体，调试准备不充分，在运行方式发生变化后，没有及时修改试验方案。
2.2试验人员之间对试验方案不清，没有统一，甩负荷试验没有及时汇报准备完成情况，缺乏统一指挥。
2.3在试验前没有认真地进行技术交底，特别是在试验开始前各试验组准备情况没有向当班运行人员交待清楚，而且对是采用灭磁开关来实现甩负荷，还是采用直接断发电机出口开关实现甩负荷没有向当班运行人员交待清楚。
2.4 #2机组做甩负荷试验，试验人员解除＃2发变组保护A、B屏内“灭磁开关联跳”保护压板，未向运行当班人员交待清楚，违反了保护压板投退规定。
2.5当班运行人员没有认真了解试验措施方案，没有做好事故预想。
3、防范及预防措施：1、切实做好试验方案并会审，调试人员对试验方案要认真仔细的研究，各专业组之间要密切配合。
2、试验负责人要认真履行职责，严格汇报制度，各专业组必须服从统一指挥。
3、试验负责人要根据试验方案对相关人员进行专业技术交底和安全技术交底。
4、试验中的所有操作包括保护压板的投、退均由当班运行人员执行，试验负责人加强监护、指导。
5、当班运行人员根据试验方案做好相应安全措施，并作好事故预想案例二：发电机滑环冒火被迫降负荷处理1、事故经过及处理情况：1988年1月22日黄台电厂7 号发电机在运行中发现集电环有冒火现象，经检修维护后消失，27 日 11 时许又冒火严重，经处理无效于 14 时 30 分，经调度同意负荷降至 250MW，16 时又降至 130MW，经处理冒火消失，此时测负极电刷，“导电率”很低，有的只有 1～3A，尚有的无电流。
即更换 26 块(共有 36 块)炭刷，更换后电刷电流达 60～150A，正极也有类似情况，只是数量较少。
于 22 时负荷恢复至 230MW 以上，电刷仍无冒火情况。
经查发电机集电环原电刷(系制造厂随机带来)有部分刷角破碎，有的刷辫接触不良，导电率低，更换DSl72 电刷 26 只后运行正常。
2、暴露问题原因分析：1、发电机集电环原电刷冒火的原因一是制造厂提供的电刷质量不好。
该电刷在试运中曾发生过正、负极电刷温度过高和冒火，经施工单位维护处理后虽消除了冒火，但负极温度仍高，经电厂处理后有所好转，但1月 22 日又出现冒火现象，经多次维护处理于 27日11 时许，又因冒火严重，处理无效而减少负荷，处理中发现电刷破碎，负极电刷导电率大部分偏低。
这次更换了哈尔滨产品DSl72(共 26 块)以后，运行良好。
其二是安装施工单位在安装时电刷压力调整不匀也是一个原因。
3、防范及预防措施：1、提高电刷制造质量，购臵电刷要选择优质牌号，要严格质量验收。
2、加强集电环炭刷的运行维护，对新人员要进行电刷维护的技术培训。
3、提高电力建设安装施工质量，同时要严格按电力建设施工标准要求进行质量验收。
案例三：沙岭子电厂 1 号发电机定子相间短路事故1、事故经过及处理情况：沙岭于发电机厂 1 号发电机型号为 QFSN—300—2，是东方电机厂 1988 年制造。
1994 年 5 月 15 日 18：31，该机主盘发出“定转子接地信号”，后经检查为定子接地保护时间继电器出口信号灯亮，灯复归不了。
在检查发电机系统时，该机于 18：36 跳闸停机，从定于接地保护动作到机组跳闸间隔 5min。
离盘“发电机纵差”、“发电机一变压器纵差”、“发电机转子过电压”、“定子匝间’’及“主汽门关闭”等事故信号发出，随后发电机“断水”光字牌亮。
打开端盖检查，在励磁机侧发现，A 相过渡引线并联块处严重烧损，在 A1 过渡引线绝缘表面有一条从接头烧损处到绝缘支架的明显爬电痕迹，宽约 lOmm，深约 1～2mm，长约 600～700mm。
与 A 相同一位臵的 B 相并联块绝缘盒已炸裂，B2 接头及软联接头螺钉部分铜线烧熔。
C 相 38 号槽接头引水管锥体部分铜线烧断，其对应内端盖上有一条烧熔的沟，烧熔的沟处在内端盖绝缘板之接缝处。
此外，内端盖 3 点位臵处 2 条固定螺栓烧熔，对应内端盖螺孔也烧伤，螺栓处绝缘烧坏。
2、暴露问题原因分析：事故后检查过渡引线并联块的绝缘盒，盒内绝缘填料不满，过渡引线铜线有外露，部分接头绝缘不良，运行中机内油污及氢气湿度大等情况形成爬电接地，而导致相间短路。
过渡引线并联块的绝缘盒是安装单位在现场安装，由于安装空间小，加上结构设计有缺陷，以致留下绝缘缺陷，而在通常交接的交、直流耐压试验中又难于发现此缺陷，而留下事故隐患。
3、防范及预防措施：3.1加强设备安装、验收环节，在设备安装时发现隐患因及时上报处理；3.2加强设备监造环节，在设备监造过程中发现不符合标准的应及时联系厂家处理。
案例四：运行人员擅自传动发变组保护装臵，造成机组跳闸1、事故经过及处理情况：1月8日某厂，#3发电机有功85MW。
运行人员XX一人到#3发-变组保护屏处学习、了解设备，进入#3发-变组保护A柜WFB-802模件，当查看“选项”画面时，选择了“报告”，报告内容为空白，又选择了“传动”项，想查看传动报告，按“确认”键后，出现“输入密码”画面，再次“确认”后进入保护传动画面，随后选择了“发-变组差动”选项欲查看其内容，按“确认”键，#3发-变组“差动保护”动作出口，#3发-变组103开关、励磁开关、3500开关、3600开关掉闸，3kV5段、6段备用电源自投正确、水压逆止门、OPC保护动作维持汽机3000转/分、炉安全门动作。
2、暴露问题原因分析：事故原因为运行人员在查看3号发-变组微机保护A柜“保护传动”功能时，越权操作，造成发-变组差动保护出口动作。
继电保护装臵密码设臵为空，存在人员误动的隐患。
是事故的次要原因。
运行人员无票作业，且未执行操作监护制度。
该事件违反了《两票管理工作规定》，无票作业。
该公司《防止二次系统人员三误工作规定》执行不到位，继电保护密码管理存在漏洞。
运行人员安全意识不牢固，盲目越权操作。
运行人员技术水平不高，对操作风险无意识。
3、防范及预防措施：1、加强对运行人员的技术培训，并吸取此次事故的教训。
2、认真对照公司《防止二次系统人员三误工作规定》进行落实、整改，进一步完善制度。
3、加强“两票”管理，各单位要严格执行《两票管理工作规定》，严禁无票作业。
4、加强对运行人员安全教育和遵章守纪教育及技术培训，并认真吸取此次事故的教训，不要越限操作。
5、继电保护人员普查所有保护设备，凡有密码功能的一律将空码默认形式改为数字密码。
完善警告标志，吸取教训。
完善管理制度，加强设备管理。
案例五：PT保险熔断造成机组跳闸1、事故经过及处理情况：12月13日6时09分，某厂＃1机组正常运行中“发电机定子接地保护动作”光字牌亮，主开关跳闸，发电机解列，联跳汽轮机、锅炉。
厂用6KV快切装臵切换成功。
全面检查发变组一次回路无异常，发电机绝缘合格。
经检查3PTA相一次保险熔断，PT本体无异常，更换保险后，机组恢复启动。
2、暴露问题原因分析：3PT A相一次保险熔断，保护出口未闭锁，造成机组解列是这次事件的主要原因。
发电机PT一次保险熔断性能不良，发生了熔断；定子接地保护设计不合理，定子基波零序电压应取自发电机中性点。
此事件暴露出以下问题（1）保护设计存在不合理；（2）保护闭锁逻辑存在缺陷，PT断线不能正确判断并闭锁。
（3）PT一次保险存在质量问题，未能及时发现。
3、防范及预防措施：3.1将发电机定子接地保护装臵中基波零序电压从发电机中性点取；3.2改进PT断线判据，增加报警、闭锁逻辑；3.3购臵正规厂家，经有关权威检验机构认证的熔断器；3.4更换发电机出口PT一次保险前，测试PT一次保险三相阻值相近；3.5加强对发电机出口PT保险座的维护检查。
案例五：励磁整流柜滤网堵塞，造成机组跳闸1、事故经过及处理情况：5月25日13：20 分某厂#3机组出现“1DL主线圈跳闸”、“1DL副线圈跳闸”、“汽轮机跳闸”、“MFT”光字牌亮，#3机2203主开关、灭磁开关、厂用工作电源63A、63B开关跳闸，厂用备用电源03A、03B开关联动成功；#3机组CRT报警信号：“励磁报警”、“风扇故障”；#3发变组保护动作信号：“励磁系统故障”保护动作；#3机励磁调节器AVR面板动作信号：“整流桥冷却系统报警、“辅助系统退出”、“整流桥故障”、“整流桥过热”信号。
检查发现12：20分，#3机组DCS电气开关量报警信息画面“励磁报警”、“风机故障”报警未及时发现。
13：50分，清扫完#3机#1－#3励磁整流柜门滤网，打开整流柜门降温，复归励磁调节柜AVR面板信号，14：58分定速，15：15分#3发电机升电压正常，15：35机组并网运行。
2、暴露问题原因分析：#3机励磁整流柜门上通风滤网灰尘较多未定期清扫，风机故障导致#2整流柜退出运行，励磁电流自动转移到#1、#3整流柜运行，接着导致整流柜温度过高，致使整流桥被闭锁，励磁系统故障造成机组跳闸。
12：20分，#3机组DCS电气开关量报警信息画面“励磁报警”、“风机故障”信号未及时发现，使励磁整流柜异常未得到及时发现处理，导致13：21分#3机励磁系统故障保护动作跳闸。