電廠典型事故案例

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1、精品文檔 附件：典型事故案例 交流電竄入直流系統(tǒng) 三臺機組相繼跳閘 2005年10月25日13時52分，某發(fā)電公司發(fā)生一起因外委單位維護人員作業(yè)隨 意性大、擅自擴大工作范圍，危險點分析不足，誤將交流電接入機組保護直流系 統(tǒng),造成運行中的三臺機組、500kV兩臺聯(lián)絡變壓器全部跳閘的重大設備事故。 一、事故前、后的運行狀況 全廠總有功 1639MWV #1機有功：544MWV #2機小修中；#3機停備；#4機有 功：545MWV #5機有功：550 MW XX-線、XX!線、XXB線運行；500kV雙母線運 行、500kV #1聯(lián)變、#2聯(lián)變運行；500kV—申、第二申、第三申、第四

2、申、第 五申全部正常方式運行。 事故時各開關動作情況：5011分位，5012分位，5013在合位,5021合位， 5222分位，5023合位，5031、5032、5033 開關全部合位，5041、5042、5043開 關全部分位，5051、5052、5053開關全部分位；5011、5012、5022、5023、5043 有單相和兩相重合現(xiàn)象。 10月 25日 13時52分55秒"500kVI BUS BRK OPEN" "GEN BRK OPE漱報警， #1機組甩負荷，轉速上升；發(fā)電機跳閘、汽機跳閘、爐 MFT發(fā)變組A屏87GIM乍， 發(fā)電機差動、過激磁報警，廠用電切換成功； #4機組13

3、時53分，汽機跳閘、發(fā) 電機跳閘、鍋爐MFTM乍。發(fā)跳閘油壓低、定冷水流量低、失全部燃料.檢查主變 跳閘，起備變失電，快切裝置閉鎖未動作， 6kV廠用電失電，各低壓變壓器高低 壓側開關均未跳開，手動拉開；#5機組13時53分，負荷由547M悔至523M股,14 秒后升至596MW、調跳。給煤機跳閘失去燃料 MFTM乍。維持有功45MW 13時56 分汽包水位高，汽輪發(fā)電機跳閘，廠用電失去，保安電源聯(lián)啟。 經過事故調查技術組初步確定事故原因和現(xiàn)場設備試驗后， 確認主設備沒有 問題機組可以運行后，經請示網調許可，#4機組于26日16時43分并網，#5機組于 28日15時09分并網，#1機組于

4、28日15時15分并網。 二、事故經過 化學運行人員韋某等人在進行0.4kV PCS母線倒閘操作時，操作到母聯(lián)開關 搖至"試驗"位的操作項時，發(fā)現(xiàn)母聯(lián)開關"分閘”儲能燈均不亮，聯(lián)系外委單位維 護項目部的馮某處理，13點40分左右馮某在運行人員的陪同下檢查給排水泵房 0.4kV PC段母聯(lián)開關的指示燈不亮的缺陷，該母聯(lián)開關背面端子排上面有 3個電 源端子排（帶熔斷器RT14-20）,其排列順序為直流正、交流電源（A）、直流負， 由于指示燈不亮馮某懷疑是電源有問題并且不知道中間端子是交流， 于是用萬用 表（直流電壓檔）測量三個端子中間的沒有電（實際上此線為交流電，此方式測 量不出電壓），

5、其它兩個端子有電，于是馮某簡單認為缺陷與第二端子無電有關， 于是使用外部短路線將短路線（此線在該處線把內懸浮兩端均未接地） 一端插接 到第三端子上（直流負極），另一端插到第二端子上（交流 A）以給第二端子供 電并問運行人員盤前指示燈是否點亮， 結果還是不亮（實際上這時已經把交流電 源同入網控的直流負極，造成上述各開關動作， #1、#4機組同時跳閘，#5機組隨 后跳閘），馮某松開點接的第二端子時由于線的彈性，該線頭碰到第一端子（直 流正極）造成直流短路引起弧光將端子排燒黑， 馮某將端子排燒黑地方簡單處理 一下準備繼續(xù)檢查，化學運行人員聽到有放電聲音，并走近看到有弧光跡象便立 即要求馮某停止工作，

6、如果進行處理必須辦理工作票，此時化學運行人員接到有 機組跳閘的信息，便會同維護人員共同回到化學控制室。 三、原因分析 1、技術組專家通過對機組跳閘的各開關動作狀態(tài)及相關情況進行綜合分析， 初步推斷為直流系統(tǒng)混入交流電所致。 經在網控5052開關和5032開關進行驗證試 驗。試驗結果與事故狀態(tài)的開關動作情況相一致。 確定了交流申入直流系統(tǒng)是造 成此次事故的直接（技術）原因。 2、外委單位維護人員工作沒有攜帶端子排接線圖，對端子排上的接線方式 不清楚，危險點分析不足、無票作業(yè)，憑主觀想象，隨意動手接線，是造成此次 事故的直接原因。 四、事故暴露的主要問題： 1、外委單位工作人員檢修安全

7、及技術工作不規(guī)范，技術水平低，在處理給 排水泵房0.4kV PCS母聯(lián)開關的指示燈不亮的缺陷時， 使用萬用表的直流電壓擋 測量接線端子的交流量，并短接端子排接線，使交流接入網控直流控制回路，最 終造成此次事故。 2、外委單位的安全管理、技術管理存在漏洞，工作人員有規(guī)不循，安全意 - 3 -歡迎下載 精品文檔 識薄弱，檢查缺陷時未開工作票，沒有監(jiān)護人，對檢修工作中的危險點分析有死 角；對設備系統(tǒng)不熟悉，在二次回路上工作未帶圖紙核對，人員培訓存在差距。 外委單位安全生產責任制落實存在盲點。 3、發(fā)電公司在對外委單位管理存在差距，對外委單位工作人員的安全及技 術資質審查不力，未盡到

8、應有的職責對其進行必要的安全教育培訓， 對外委單位 人員作業(yè)未嚴格把關，未嚴格執(zhí)行生產上的相關規(guī)定。 4、直流系統(tǒng)設計不夠完善。此接線端子的直流電源由500kV#1網控的直流電 源供給，網控直流接引到外圍設備（多臺機組、網控保護直流與外圍附屬設備共 用一套直流系統(tǒng)），交直流端子交叉布置并緊挨在一起，存在事故隱患，使得直 流系統(tǒng)的本質安全性差，抵御直流故障風險的能力薄弱。 5、發(fā)電公司在盤柜接線不合理以及遺留短接線等問題未及時發(fā)現(xiàn)并未及時 治理，反映出設備管理不到位。雖然已經制定了防止 500kV系統(tǒng)全停的措施并下 發(fā)，對交直流不能混用的問題已經列為治理項目， 但工作責任分解還未完成，未 將

9、生產現(xiàn)場所有可能引起交流申入直流的具體檢修作業(yè)點進行分析， 反映出基礎 工作薄弱。 6、在運行人員帶領下維護人員檢查確認缺陷時，運行人員對維護人員的工 作行為沒有起到監(jiān)督作用，運行人員對電氣專業(yè)工作規(guī)范不清楚， 對管轄設備基 本工作狀態(tài)不清，充分說明運行人員的自身學習與培訓教育工作不到位。 五、應吸取的教訓 1、發(fā)電公司對在生產、基建現(xiàn)場直流系統(tǒng)進行摸底檢查，從設計、安裝、 試驗、檢修管理上查清目前全廠直流系統(tǒng)的狀況， 分系統(tǒng)、分等級對交流可能用 入直流系統(tǒng)及造成的影響進行危險點分析及預控制，制定出涉及在直流系統(tǒng)上工 作的作業(yè)指導書。 2、交直流電源在同一盤柜中必須保證安全距離、 隔

10、離措施到位，交流在上， 直流在下，且有明顯提示標志，能立即改造的及時進行改造，不能改造的做清標 記、作好記錄，避免交流申入直流。組織所有電氣和熱工人員包括外來維護人員、 運行人員，認真學習交流用入直流回路造成保護動作的機理和危害的嚴重性， 要 大力宣傳保證直流系統(tǒng)安全的重要性和嚴肅性。 3、加強直流系統(tǒng)圖冊管理，必須做到圖紙正確、完整，公司、部門、班組 要按檔案管理的標準存檔，有關作業(yè)人員要人手一冊。 4、凡是在電氣二次或熱工、熱控系統(tǒng)回路上的工作，必須使用圖紙，嚴格 對照圖做工作，沒有圖紙嚴禁工作，違者按“違章作業(yè)”給予處罰。 5、在熱工和電氣二次回路上工作（包括檢查），必須辦理

11、工作票，做好危 險點分析預防措施，在現(xiàn)場監(jiān)護下工作。進行測量、查線、倒換端子等二次系統(tǒng) 工作，逐項監(jiān)護，防止出錯。 6、加強檢修電源的使用和管理。在保護室、電子間、控制盤、保護柜等處 接用臨時工作電源時必須經公司審批措施到位后方可使用。 在上述區(qū)域任何施工 用電一律從試驗電源插座取用，工作票上要注明電源取自何處。 7、檢查各級直流保險實際數(shù)值的正確性，接觸的良好性，真正做到逐級依 次向下，防止越級熔斷，擴大事故。 8、對網控等主機保護直流接到外圍設備的情況進行排查，發(fā)現(xiàn)問題要安排 整改。 9、各單位、部門再次檢查安全生產責任制是否完善、每一項工作、每臺設 備是否都已明確到人，尤其公用

12、外圍系統(tǒng)化學、輸煤、除灰、水廠等系統(tǒng)的管理， 避免存在死角。 10、發(fā)電公司各部門加強對外委單位（包括短期的小型檢修、施工、長期的 檢修維護、運行支持）的全過程管理，對外委單位安全及技術資質、對其作業(yè)的 安全措施、人員的安全技術水平進行嚴格審查， 進行必要的安全教育培訓并要求 其考試合格后上崗。各部門嚴格履行本部門、本崗位在外委單位安全管理的職責。 不能以包代管，以問代考。對其安全及技術資質一定要進行嚴格審查， 并進行必 要的安全教育培訓及考核。同時對于每一項外包工程作業(yè)，必須派出專職的安全 監(jiān)護人員，全程參與其作業(yè)過程。 11、要嚴格履行兩票管理規(guī)定，杜絕人員違章，從危險預想、寫票、審票

13、、 布置安全措施、工作票（操作票）執(zhí)行等各環(huán)節(jié)嚴格把關，嚴禁以各種施工通知、 文件、措施來代替必要的工作票制度，嚴禁任何人員無票作業(yè)或擅自擴大工作范 圍。對五防閉鎖裝置進行一次邏輯梳理，發(fā)現(xiàn)問題及時整改。 六、采取的措施 1、立即在各生產、基建和前期項目單位，開展一次直流系統(tǒng)安全大檢查活 動，從設計、安裝、運行、維護、檢修等各個環(huán)節(jié)，逐項檢查、認真分析、找出 設計不合理的地方，安裝不規(guī)范的地方、標志不全面的地方、圖紙不正確的地方、 管理不到位的地方，要全方位接受教訓，立即整改，不留死角。 2、交直流電源在同一盤柜中必須保證安全距離，交流在上，直流在下，且 有明顯提示標志，避免交流申入直

14、流。組織所有電氣和熱工人員包括外來維護人 員、運行人員，認真學習交流用入直流回路造成保護動作的機理和危害的嚴重性， 要大力宣傳保證直流系統(tǒng)安全的重要性和嚴肅性。 3、加強直流系統(tǒng)圖冊管理，必須做到圖紙正確、完整，廠、車間、班組要 按檔案管理的標準存檔，有關作業(yè)人員要人手一冊。 4、凡是在電氣二次或熱工、熱控系統(tǒng)回路上的工作，必須使用圖紙，嚴格 照圖工作，沒有圖紙嚴禁工作，違者要給予處分。 5、重中在熱工和電氣二次回路上工作，必須開工作票，做好危險點分析預 防措施，在現(xiàn)場監(jiān)護下工作。要制定測量、查線、倒換端子等二次系統(tǒng)工作的作 業(yè)程序，逐項監(jiān)護，防止出錯。 6、加強檢修電源的使用和管理。

15、制定保護室、電子間、控制盤、保護柜等 處接用臨時工作電源的制度，嚴格管理，任何施工用電一律從試驗電源插座取用， 工作票上要注明電源取自何處。 7、檢查各級直流保險實際數(shù)值的正確性，真正做到逐級依次向下，防止越 級熔斷，擴大事故。 8、發(fā)電公司要繼續(xù)將每一機組掉閘的所有細節(jié)分析清楚，找出設備存在的 問題，認真加以改進，防止重復發(fā)生問題。 9、各單位要針對該公司這起事故，加強對直流系統(tǒng)的管理，落實直流系統(tǒng) 的負責人及責任制。對網控等主機保護直流接到外圍設備的情況進行排查， 發(fā)現(xiàn) 問題要安排整改。 10、針對此次事故，進一步完善保廠用電措施。 11、新建項目公司要加強對設備外委單位的管理

16、， 要明確二次設備和系統(tǒng)的 職責劃分，按照系統(tǒng)的重要性和整體性界定管理和維護職責， 不允許外單位維護 發(fā)電公司的電氣二次、熱控及保護直流系統(tǒng)。 -5 -歡迎下載 精品文檔 DCS^用系統(tǒng)故障 導致兩臺機組同時停運 某發(fā)電公司裝機8X300MW其中3?8號機組DCSR用上海新華控制公司的 XDPS- 400系統(tǒng)，每個循泵房設置遠程控制站（兩機公用），通過光纖連接到DCS 公用網絡，在單元機組操作員站進行監(jiān)控。 2005年4月7日，因DC然用控制 系統(tǒng)故障，3、4號機組運行中3臺循泵同時跳閘，導致兩臺機組同時低真空停 運，并造成兩臺機組凝汽器循環(huán)水出水管道墊子因發(fā)生水錘損壞多處的

17、嚴重事 故；經緊急搶修于次日啟動后再次發(fā)生運行中 3臺循泵同時跳閘，由于機組負荷 低，且搶救及時，未造成停機事故。 一、事故前運行方式 3、4號機組負荷均為310MWV循環(huán)水系統(tǒng)擴大單元制運行，#5、#6、#7循 泵運行，#8循泵聯(lián)鎖備用，循泵出口聯(lián)通管#1、#2電動蝶閥開足。 二、事故經過 14:07, DCS1環(huán)水系統(tǒng)發(fā)出卡件故障報警，接著 3、4號機組循環(huán)水系統(tǒng)所 有泵、電動閥門同時發(fā)生誤跳、誤動：#5、#6、#7循泵同時跳閘，#8循泵自啟； #1冷卻水泵跳閘，#2冷卻水泵自啟；循泵出口母管連通管電動蝶閥#1、#2自關； #3、#4冷卻塔循環(huán)水進水門自關；工業(yè)水回水電動蝶閥 #1

18、、#2自關，工業(yè)水回 水電動蝶閥3自開。 14:09, 4號機組真空低保護動作跳閘。 14:10, 3號機組低真空保護動作跳閘。 14:18 ,發(fā)現(xiàn)3、4號機組0米凝汽器膠球網處法蘭大量漏水， 凝汽器出水管 墊子吹損，遂破壞真空，保壓停爐進行搶修。 次日10:42, 4號機通循環(huán)水，13:35并網；12:10, 3號機通循環(huán)水，13:48 并網。15:06, #2循泵房所有設備再次同時發(fā)生誤跳、誤動。因 #6循泵自啟，3 號機循環(huán)水壓力得以保??；運行人員搶合#8循泵成功，4號機循環(huán)水壓力得以保 住。 鑒于DC%用循環(huán)水系統(tǒng)頻發(fā)故障，在未找到真正原因并加以解決之前，為 防止再次發(fā)生事

19、故，制定了循環(huán)水系統(tǒng)運行的應急措施方案：將 #2循泵房遠程 控制柜內4臺循泵及出口液控蝶閥的跳閘繼電器全部拔除， 避免DCS5I起設備誤 動；循環(huán)水系統(tǒng)采用單元制運行，運行派專人加強就地監(jiān)視，循泵停運操作在電 氣監(jiān)控系統(tǒng)上進行。 三、事故原因 1、從DC繇統(tǒng)查看各動作設備的跳合閘或開關指令，均無輸出，運行也無 相關操作記錄，排除CRT盤上人為誤操作可能。 2、查看各循泵、出口蝶閥、連通管聯(lián)絡門、冷卻塔循環(huán)水進水電動門、冷 卻水泵、工業(yè)水回水電動門等狀態(tài)，發(fā)現(xiàn)所有設備均在同一時刻發(fā)生誤動，排除 某些設備先動再聯(lián)動其它設備可能。 3、由于循泵跳閘的同時伴隨循泵出口母管連通管 #1、#2聯(lián)

20、絡門自關，#3、 #4塔循環(huán)水進水電動門自關、#1冷卻水泵跳閘、工業(yè)回水電動門#1、#2自關， 這些設備均沒有循泵跳閘聯(lián)動的邏輯， 控制電源也取自不同的 MC（a,除交流電 源外還有直流電源，段上供電設備除#2循泵房外均運行正常，所以可以排除動 力電源的影響。 4、查看DCS艮警歷史，發(fā)現(xiàn)跳泵前1秒均發(fā)生有DPU64/84#1站和#2站卡 件故障報警。進一步查看#1、#2站各卡件的報警累積記錄，每塊卡件均發(fā)生 2 次以上的報警，初步判斷公用循環(huán)水控制系統(tǒng)發(fā)生故障是導致事故的原因。 結合事故現(xiàn)象和各設備狀態(tài)歷史趨勢仔細分析后發(fā)現(xiàn)： #2循泵房所有非DCS 控制的設備未誤動、進入 DCS控制

21、但配電箱拉開的設備未誤動，而所有由 DCS 控制的設備均在同一時刻發(fā)生了誤動。判斷事故發(fā)生時DCSS程控制柜所有出口 繼電器同時帶電動作，使得所有設備反態(tài)動作 （運行設備自停、備用設備自啟）。 這一結論經試驗得到證實。 進一步檢查繼電器誤動原因，發(fā)現(xiàn)遠程柜電源系統(tǒng)和接地系統(tǒng)在設計和施工 方面均存在大量安全隱患。經省電力試驗研究院、DCST家和電廠技術人員共同 對遠程柜反復進行電源系統(tǒng)品質測試、接地系統(tǒng)噪聲測試、電源切換試驗、電源 降壓試驗，除未捕捉到繼電器誤動現(xiàn)象外， 其它事故中發(fā)生的現(xiàn)象均已出現(xiàn)。 經 分析試驗采取的手段有限，不可能完全模擬出事故時突發(fā)惡劣工況，如瞬間大幅 壓降和大能量電磁

22、干擾等，但足以證明遠程柜電源系統(tǒng)和接地系統(tǒng)不符合規(guī)范是 造成本次事故的根本原因。 四、改進措施 1、遠程柜電源系統(tǒng)改進措施 (1)將遠程柜的兩路電源進線(UPS和保安段)均由1根2.5mm的線改為2根 2.5mm的線并接，以降低線損電壓,經測試提高電源電壓 3~5V。 (2)將遠程柜空調的電源改接到就地 MC牖上，減小空調啟停對遠程柜供電 電壓的影響。 (3)將B路電源(保安段)增加一小型UPS(1kvA 6min),防止電源瞬間突降。 2、遠程柜接地系統(tǒng)改進措施 (1)在遠程柜同底座槽鋼間增加膠木板，將遠程柜與低壓電氣柜用膠木板絕 緣隔離，使機柜完全浮空。 (2)重新在循泵房

23、外電纜溝內選擇接地點(接地電阻 0.22 Q ,廠家要求＜2.5 Q) 0 (3)將遠程柜光纖盒內兩根鋼絲加上絕緣。 (4)將24V電源接地線接地。 3、DC畋進措施 (1)按危險分散的原則重新分配 DO通道，使一塊卡件只控制一臺循泵。 (2)增加卡件故障次數(shù)自動累計功能，便于分析。 (3)將遠程柜兩路電源狀態(tài)和 2個備用繼電器的輸出接點引入 DCS對設備 的運行狀態(tài)進行全程監(jiān)控、記錄。 以上改進措施實施后，未立即恢復循泵跳閘繼電器， 3、4號機循環(huán)水系統(tǒng) 繼續(xù)在嚴密監(jiān)視狀況下運行了 3個月，未再發(fā)生任何異常。2005-7-29 ,將所有 循泵和出口蝶閥跳閘繼電器裝復后， 循環(huán)

24、水系統(tǒng)一直穩(wěn)定運行至今。 至此，可認 為事故隱患已經消除。 五、取得的經驗教訓 1、循環(huán)水系統(tǒng)由于運行中設備操作少，電廠基本都是無人值守，因此對其 控制系統(tǒng)安全穩(wěn)定性的要求更為突出。一旦發(fā)生故障，尤其在擴大單元制運行時， 會直接威脅到兩臺機組的安全運行， 造成的后果極為嚴重，設計時應對廠家硬件 配置、圖紙方案嚴格審查，做到一勞永逸。 2、循泵房環(huán)境遠較電子設備問差，遠程控制裝置應充分考慮現(xiàn)場溫濕度、 防塵、防電磁干擾等因素，并為所增設防護設施考慮完善配套解決方案。 - 7 -歡迎下載 精品文檔 3、施工單位為圖方便，循泵房 DCS空制裝置電源往往直接從就地低壓電氣 盤柜取，

25、而循泵房低壓電氣設備一般屬 3類負荷，電源可靠性較低，甚至未達到 兩路冗余，在安裝驗收時應加以注意檢查。 4,設計時遠程柜電源電纜由熱工專業(yè)開列，很難精確計算電纜長度和線損 可能造成的壓降，在安裝時應現(xiàn)場實際測量電纜走向確定長度后， 再根據(jù)控制裝 置負載大小核算電源電纜線徑，確保電源品質。 5、電廠平面設計時循泵房通常距主廠房較遠，在丘陵山區(qū)其地基多采用回 填處理，周圍設置接地樁不能滿足要求，只有電氣接地網覆蓋該區(qū)域，實際工程 中又不可能為遠程柜設置單獨接地點，因此循泵房遠程柜接地點的選擇尤為重 要，應與附近電氣設備接地點保持足夠距離，防止干擾反竄。 -9 -歡迎下載 精品文檔

26、 直流母線失電 引起6kV母線失壓 2011年9月1日16:30,某發(fā)電公司運行人員在#1機主廠房直流II母倒為 直流I母接帶操作過程中，由于操彳^票內容填寫漏項，造成 #1機直流R段母線 失電；在#1機直流R段母線合閘送電時， 6kV公用OB段進線開關測控裝置 （CSC-21D跳閘板因設計缺陷，在直流控制電源開關分閘后合閘瞬間，直流電 壓、電流外部回路受分布電容影響，波形畸變產生較大的沖擊電流，跳閘回路防 跳繼電器電流線圈動作，導致6kV公用O限電源開關OB開關跳閘，6kV公用OB 段母線失壓。 一、事故經過 2011年9月1日，#1機組380V保安PC B段計劃檢修，#1機組38

27、0V保 安PCB段母線倒為空載運行，15:30值長下令“將#1機主廠房直流II母倒為直 流I母接帶”，操作人、監(jiān)護人對照ECS#斷主廠房直流系統(tǒng)圖填寫操作票，16:10 逐級審核簽字后執(zhí)行#1機主廠房直流II母到為直流I母接帶工作，16:30: 52 集控室正常照明失去，6kV公用OBg失電，經檢查16:30:52 #1機組220V直流 II失電，16:31:22恢復供電正常，檢查6kV公用OBg無異常后，16:36:30恢復 送電正常，逐步恢復6kV公用。眼負荷運行正常。 二、事故原因及暴露問題 1、發(fā)電運行部門部分運行人員業(yè)務技能水平較低，在電氣特殊方式下（ #1 蓄電池退備充電）填

28、寫操作票時將“ #1機組直流R段整流器輸出開關 2QS1打至 直流R母控制位”漏項，監(jiān)護人、主值、值長對操作票審核和危險點分析預控流 于形式、把關不嚴，工作責任心缺失，未及時發(fā)現(xiàn)操作票中的遺漏項目，導致 #1 機直流R母失電，是造成此次事故的主要原因。 2、事故發(fā)生后，調取DCY故追憶信號，啟備變保護 A柜、6kV公用0B段 快切裝置失電后2秒，6kV公用0B段0B開關跳閘，直流系統(tǒng)監(jiān)測裝置失電、啟 備變保護A柜失電、6kV公用0B段快切裝置失電，上述裝置失電造成失電期間 無法正確反應開關狀態(tài)及其指令趨勢， 給分析判斷帶來一定困難。次日，設備技 術部、發(fā)電部編寫了相關試驗方案，審批后對 6

29、kV公用OB段開關跳閘原因進行 模擬試驗分析，通過對0R 1B開關反復進行試驗，證明0B開關跳閘不是由于失 電引發(fā)，而是由于失電后恢復送電的瞬間， 發(fā)生開關跳閘。根據(jù)這一現(xiàn)象重點對 0B開關測控裝置（帶控制回路）、快切裝置及其回路進行檢查，發(fā)現(xiàn)開關測控裝 置（CSC-211）跳閘板跳閘回路防跳繼電器電流線圈動作電流過小，在直流控制 電源開關分閘后合閘瞬間，直流電壓、電流由于外部回路在分布電容影響下， 波 形畸變產生較大的沖擊電流，導致跳閘回路防跳繼電器電流線圈動作，其接點導 通跳閘回路，引起開關跳閘。最后，更換測控裝置跳閘板（新產品） ，經過反復 試驗后這一現(xiàn)象消除。從以上試驗證明6kV電氣設

30、備綜保裝置跳閘板存在設計缺 陷，抗干擾能力差，若跳閘回路中有多個支路，在控制電源開關合閘瞬間容易引 起運行中的開關跳閘，這是造成 6kV公用O限失電的直接原因。 3、設備管理部門專業(yè)技術人員對現(xiàn)場電氣設備二次控制回路的檢查、 維護、 試驗管理存在漏洞，對發(fā)現(xiàn)深層次隱患和裝置性違章的技術手段和方法欠缺， 有 待進一■步提局。 三、防范措施 1、發(fā)電運行部門對特殊情況下的重大操作項目， 提高“操作票”審核級別， 形成制度，發(fā)電部重點對典型操作“操作票”完善的補充、修訂形成常態(tài)機制， 杜絕“操作票”執(zhí)行過程中漏項、錯項； 2、發(fā)電運行部門加強運行人員現(xiàn)場操作技能的培訓，有效提高運行人員分 析

31、問題，解決問題的能力，強化人員責任心，落實重要電氣設備操作票的填寫、 審核、危險點分析預控和后備監(jiān)護，提高運行人員電氣倒閘操作水平。 3、發(fā)電運行部門組織全體人員，認真學習本次事故通報，總結汲取事故經 驗教訓，限期對直流、UPS系統(tǒng)強化培訓考試，盡快提高人員技能水平，防止同 類事故再次發(fā)生。 4、設備管理部門專業(yè)技術人員，盡快聯(lián)系設備生產廠家，對現(xiàn)場現(xiàn)存 10 臺同類型開關提出整改方案，消除設備隱患。加強人員技能培訓，提高人員發(fā)現(xiàn) 和解決現(xiàn)場設備存在的深層次隱患的能力，進一步提高電氣設備健康水平。 振動保護誤動主機跳閘 2002年3月12日，某發(fā)電公司發(fā)生一起因振動保護誤動引起的主機跳

32、閘事 故。 一、事故前運行工況 3月12日20:00前，#1機組負荷500MW&右，機組運行情況正常。 二、事故經過 20:00,運行人員發(fā)現(xiàn)“汽機振動大”光字牌報警，在 DEH1觀察到的最大 振動有130um最小只有0.6um （100um報警，254umft機）。運行人員到現(xiàn)場檢查 #2瓦振動情況，無異常，值長通知熱工值班人員到現(xiàn)場。值班人員分析后，認 為# 2瓦振動測量出異常值，在得到值長批準后，辦好2 2瓦振動保護的保護解 除手續(xù)，此時# 1機組20: 23: 55.484 （SOEfJ印的跳機時間）因# 2瓦振動大 跳機保護動作，汽機跳閘，鍋爐 MFT汽機ETS保護裝置故

33、障首出為“ VB2TRIP” 振動跳機。此后，解除# 2瓦振動保護，鍋爐重新點火，汽機沖轉，22: 07重新 并網發(fā)電。 三、事故原因 #2瓦振動大跳機的原因分析，是由于#2瓦X向相對振動測量不準引起.其 主要原因，是由于大機# 2瓦X向相對振動探頭處環(huán)境溫度較高，由于探頭長期 在高溫環(huán)境下工作，使渦流式振動探頭的特性變化引起測量異常 ，測量振動值突 變，引起機組跳閘。目前#2瓦X向相對振動探頭已損壞。 四、防范措施 1、適當增加# 2瓦周邊環(huán)境的保溫層厚度，以改善探頭工作環(huán)境。 2、向生產廠家詢問，是否有比目前使用振動探頭更高環(huán)境溫度適應能力的 振動探頭替代目前使用的振動探頭。

34、3、目前# 2瓦振動以Y向相對振動代替X向相對振動，作為# 2瓦振動的顯 示，報警和保護。 4、熱控專業(yè)組織研究是否可以將# 2瓦振動以X向絕對振動達到跳閘值與 Y 向相對振動達到報警值同時滿足，作為#2瓦振動跳閘條件。通過專題會議討論， 經公司批準后實施。 人為原因造成機組跳閘 處理不當致事故擴大 2005年6月25日，某發(fā)電公司#2機組168小時試運結束后，由于人為及設 備原因造成#1機組跳閘，在處理過程中又因對公用系統(tǒng)的監(jiān)視不力將事故擴大， 導致#2機組相繼跳閘。 一、事故經過 6月25日500kV荷鴨II回線路做電氣預試及保護定檢工作， 5012開關處于 斷開位置；因#2高壓

35、廠變檢修，#1啟備變帶6kVII A、n B段運行，#1高壓廠變 帶6kVI A、I B段運行，6kVI A段快切投入，6kVI B段快切退出（注：未投原 因應該是由于啟/備變已帶#2機組的廠用電，考慮到啟/備變容量不足，才退出 6kV舊段快切的，快切裝置沒有問題）；A、B、C空壓機運行，B工業(yè)水泵運行， #1機有功出力248MWV #2機有功出力300MW 1、#1機組事故經過：15:36集控室事故音響及“旁路保護動作"硬光字牌 發(fā)出，#1機組負荷甩到0,檢查低旁全開，高旁未動作，交流油泵跳閘，值班員 立即啟動直流油泵運行，負荷瞬間升至 107 MW后，又甩到0;同時鍋爐水位急 劇下降至-

36、265mm立即搶合電動給水泵；15:38, MFT發(fā)出，首出為汽包水位低 三值，汽機跳閘，發(fā)變組跳閘，6kVI A段快切成功，6kVI B段失壓，6104開關 無合閘允許；鍋爐、汽機PCI B段、保安PCI B段失壓；鍋爐、汽機保安 MCG B段失壓；鍋爐、汽機0米MCG B段失壓；鍋爐12.6m熱控配電盤失壓；柴油 發(fā)電機未聯(lián)啟，盤上手合不成功，在就地啟動也未能啟起（注：據(jù)了解，當時柴 油機是啟動后跳閘的，主要原因是柴油機房設計不合理， 進風量不足，帶不起負 荷引起）；立即手動拉開鍋爐變、汽機變高壓側開關6139、6140,鍋爐PCI B段、 汽機PCI B段、保安PCI B段聯(lián)動正常；手動

37、合上保安 PCI B段工作電源開關 4913成功，保安PCI B段電壓恢復；手動恢復12.6m熱控配電盤電源；檢查電 動給水泵已跳閘，且無合閘允許，熱工強制啟動條件后啟動電動給水泵向鍋爐進 水；A、B儀用空壓機跳閘；B1空預器變頻器跳閘，B2空預器變頻器聯(lián)啟正常， B循環(huán)水泵及引風機電流到 0; B汽動給水泵組及送風機跳閘；減溫水電動門未 聯(lián)關，其余設備聯(lián)動正常，6104開關由維護短接點后合閘成功；汽機手動關閉 高、低壓旁路，保安PCI B段電壓恢復后啟動主機交流油泵運行，1200r/min時 啟動A頂軸油泵。6kVI B段電壓恢復后，啟動B側引、送風機運行，吹掃點火， 燃油進油快關閥不能開

38、起，發(fā)現(xiàn)儀用壓縮空氣壓力只有 0.32 MPa空壓機全停， 立即就地啟動四臺空壓機運行，儀用壓縮空氣壓力 0.40 MPa后點火，未點燃， 手動MFT再次吹掃后，投入四支油槍運彳T,因盤車投不上，鍋爐熄火 ，充分吹 掃后保溫保壓。16: 10,汽機轉速到0,多次投運盤車未投上，手動盤車盤不動 （注：據(jù)了解，原因是盤車動力電源未送），立即再啟動B頂軸油泵，停運真空 泵，悶缸，開啟真空破壞門，真空到 0,停運軸封汽，16: 20,大機直流油泵跳 閘，查為就地空開跳閘，合上空開后啟動正常； 16: 35,手動盤車180度，16: 40,電動盤車投運正常，盤車電流 25.5A,大軸晃動60仙

39、m； 18:30重新點火， 20:01沖轉，主蒸汽壓力7.80MPq主/再熱蒸汽溫度515C/510 C,缸溫460C ； 20:15沖轉至全速、并網、逐漸加負荷 2、#2機組事故經過：16: 03, #2機真空由-80.2 KPa下降至-78.7KPa ,排 汽溫度由46c上升至50C；檢查循環(huán)水壓力0.12MPa,軸封母管壓力0.12MPa； 檢查發(fā)現(xiàn)A真空泵入口蝶閥狀態(tài)變?yōu)椤八{色”，立即手動啟動B真空泵，但入口 蝶閥未開啟，立即令人就地檢查。真空繼續(xù)下降至 -74.9KPa,排汽溫度51C, 解除低真空跳機保護。手動將負荷由292MVW至240MW在汽壓力上升至16.2MP3 鍋爐投

40、油槍助燃，但燃油閥不能開啟，立即解除引風自動調整負壓。主汽壓力 16.6MPa,急J^B磨，收風。汽機真空-71KPa,排汽溫度52C,汽機繼續(xù)降負荷 至180MWV主汽壓力上升至18.15MPq高旁動作，低旁未動作（低真空閉鎖）。 過熱器安全門動作，真空維持在-71KPa左右，未見波動。鍋爐繼續(xù)停運 C磨， 調整負壓，負壓在-680Pa?300Pa之間波動，爐膛火焰工業(yè)電視火焰正常，投油 槍，但電磁閥還是開不出來，11:08 A真空泵跳閘，緊接著 B真空泵跳閘，真 空繼續(xù)下降，就地搶合A真空泵，入口蝶閥未全開（保持在跳閘前狀態(tài)），真空最 低降至-69KPa,排氣溫度最高至60 Co汽機繼續(xù)降

41、負荷，最低至 60MW此時鍋 爐工業(yè)電視火焰閃動，爐膛負壓-300Pa?400Pa波動，氧量9.3%,工業(yè)電視無火， 16:12手動MFT汽機跳閘，發(fā)變組跳閘。16時14分重新點火，16時30分并網 帶負荷。 二、事故原因 1、#1機汽機DEh＜網、脫網信號依據(jù)5011、5012開關的位置信號來判斷， 5011開關位置信號先送至升壓站 5012開關端子箱與5012開關位置信號并接后 (x3:60\x3:64 )再送至集控DEHW。由于x3:60\x3:64 這兩個端子緊固螺絲在 安裝時未緊固，維護人員在整理該端子箱內接線時，造成該端子松脫， DEH兌網 信號誤發(fā)，汽機OPCM乍，調門

42、關閉，發(fā)電機甩負荷，主汽壓力升高，汽泵工作 失常，電泵搶合后因開勺管幅度過大引起“過流R段動作”跳閘，造成汽包水位 急劇下降至低三值MF儂作，機組跳閘。 2、#1機組跳閘后6kVI B段因快切未投失壓，#1公用變、#1供水變相應失 壓，A、B空壓機跳閘，C空壓機也因B工業(yè)水泵失壓工業(yè)水壓力低跳閘(注：據(jù) 了解，工業(yè)水泵有三臺，但在 DCN聯(lián)鎖邏輯不正確)，壓縮空氣壓力下降造成 #2機真空泵進口氣控蝶閥工作失常下滑關閉了部份，引起汽輪機真空下降，鍋 爐在壓負荷過程中因油槍控制氣源壓力過低而不能正常投用造成燃燒不穩(wěn)， 手動 MFT 三、暴露的問題 1、工作人員對保護、控制回路不熟悉，安全意

43、識不強，工作前未按規(guī)定認 真查閱圖紙及進行危險點分析，未采取相應的安全措施。 2、運行人員對公用系統(tǒng)未引起高度重視，在特殊運行方式下未將公用系統(tǒng) 的運行方式具體細化和作好相應的事故預想，對工業(yè)水泵保護、聯(lián)鎖的實施不落 實、不督促，事故情況下又疏忽了對運行狀況的檢查。 3、運行人員對盤車的投運操作及真空泵的控制原理不清楚、不熟悉，對一 直存在的投運盤車困難的問題未制定相應的措施。 4、DEH并、脫網信號設計不合理，誤動機率大。端子未緊固同時也反應了 工程質檢未到位。 四、防范措施 1、在保護、控制回路上工作應嚴格執(zhí)行安全措施票，認真分析危險點，做 好事前預控工作。 2、對重要的端子進

44、行標示、掛牌。將 #1~4機并、脫網回路進行更改。 3、加大技術培訓力度，提高操作熟練程度，切實確保安全。 4、對公用系統(tǒng)等運行方式上存在的薄弱環(huán)節(jié)進行詳細的檢查調整，及時認 真落實各輔機的聯(lián)鎖保護功能; 5、取消6kV工作分支復合電壓過流閉鎖備用開關合閘邏輯； 6、增加一路空壓機冷卻水源，在集控增加“空壓機全停”報警硬光字牌; 7、對真空泵控制回路及入口氣控蝶閥進行改造； 8、對此次事故中暴露出來的其它問題及時落實整改。 -29激迎下載 漏雨保護誤動導致全廠停電 2003年8月3日，某發(fā)電公司因下大雨汽機車間漏水，導致保護誤動， 2 臺機組相繼跳閘，全廠失電。 一

45、、事故經過 8月3日13時40分，突降狂風暴雨，13時43分，因暴雨太大，雨水從汽 機房天窗側向卷吸落到瓦振保護測點上，導致 2號機“#1-4瓦（2瓦）振動大二 值”保護誤動作，機組跳閘停運。13時50分，同樣因大雨導致1號機組“1號 主變壓力釋放”保護觸點漏雨短路，保護誤動作，4533出線主開關跳閘，1號機 組停運解列。事故發(fā)生后，廠領導及各生產部室負責人、技術人員立即趕到現(xiàn)場， 組織開展事故處理，采取相應的防范措施，在確認正常后，啟動機組， 2號機組 于17時20分并列，1號機組于18時53分投運正常。 二、原因分析 1 .管理工作不到位，缺乏嚴、細、實的工作作風。對防止 “非計

46、劃停運”重 視不夠，特別是在天氣異常的情況下，防范措施執(zhí)行不力。該廠六月份曾發(fā)生一 起因大雨造成水位保護誤動跳機事故；洛河發(fā)電公司剛剛發(fā)生因大雨造成的主變 跳閘事故，該廠雖然制定防范措施，但現(xiàn)場檢查不到位，措施落實不到位，整治 工作不徹底。未能認真吸取教訓，舉一反三，致使機組因天氣原因再次發(fā)生 “非 計劃停運”。 2 .違反了《防止電力生產重大事故的二十五項重點要求實施細則》第 21.8 條“各企業(yè)要充分研究本單位發(fā)供電設施可能出現(xiàn)的汛情和險情， 備足防汛搶險 物資和設備，建立臺帳，專項保管”和第21.9條”各單位要在全面做好防汛準 備工作的同時，明確本單位防汛的重點工程，重點部位和重點

47、環(huán)節(jié)，做到全面部 署，重點突出”的要求。隱患未能及時發(fā)現(xiàn)，致使保護觸點漏雨短路， 2號機、 1號機組保護相繼誤動作，機組跳閘停運。 3 .人員責任心不強，異常天氣下未做好事故預想和防范措施。對存在的安全 隱患檢查不細致，不到位。惡劣天氣下沒有事故預想，缺乏應急事件的處理措施。 三、防范措施 1 .加強管理，重視機組的“非計劃停運”。加強組織措施和技術措施的制定 和落實，提高人員防范事故責任心和處理事故的能力， 進一步落實防止“非?！?工作責任制，特別是加強對基礎設施的管理。 立即開展全廠性防雨措施普查，尤 其是要認真檢查保護設施及執(zhí)行機構裝置防雨情況， 針對查出的問題，制定相應 的整改

48、措施并盡快落實。 2 .做好異常情況下的事故預想，制定應急事件處理預案。按照《防止電力生 產重大事故的二十五項重點要求實施細則》，提高重點部位暴雨、雷電、持續(xù)高 溫等災害性氣侯的應對能力，確保機組在惡劣天氣下的安全可靠運行。 3 .嚴格執(zhí)行“兩票三制”，重點是抓好工作票制度和巡回檢查制度的執(zhí)行情 況檢查和考核，規(guī)范運行、檢修管理，確保人身和設備安全。 4 .嚴格按“四不放過”的原則，進行責任追究，尤其是對管理層和專業(yè)技術 人員的追究。 電纜著火造成四臺機組跳閘 2003年4月17日16時13分，某發(fā)電公司發(fā)生了一起由于網控電纜隧道內 電纜著火，造成4臺300MVWL組停運的事故。

49、一、事故前工況 某發(fā)電公司8臺300乂愀組，除6號機組檢修外，其他7臺機組正常運行。 全廠負荷2080MW其中：1號機組負荷300MW 2號機組負荷300MWV3號機組負 荷290MWV 7號機組負荷260MW 500kV雙母線并列運行，沙昌一、二線運行， 萬沙線備用。220kV雙母線并列運行。220kV/500kV聯(lián)變運行。電網安全自動裝 置投入。1、2、3、4號啟動變全部運行，分別作為1、2號機組；3、4號機組； 5、6號機組；7、8號機組的備用電源。各臺機組的廠用電為正常方式。 二、事故發(fā)生和處理情況 1、變電站的情況，16時13分，網控中央信號屏發(fā)“直流I組母線電壓不 正常”光字

50、，聯(lián)變保護屏發(fā)"聯(lián)變A、B柜直流電源消失”光字。就地檢查聯(lián)變 保護屏A B柜電源消失，退出聯(lián)變 A B柜所有保護壓板。16時15分，聯(lián)變C 柜直流電源消失，退出聯(lián)變C柜所有保護壓板。16時16分，5021開關掉閘。16 時20分，網控全部表計指示消失，網控直流 I、II組母線電壓表指示為零。網 控室所有直流控制信號全部消失。網控通訊中斷。運行人員退出500kV和220kV 線路的所有保護。16時20分，2號啟動變掉閘。16時32分，就地檢查發(fā)現(xiàn) 直流室電纜豎井冒煙，判斷電纜溝電纜著火，立即通知消防隊。 16時37分，消 防人員趕到現(xiàn)場進行滅火，16時55分，將余火撲滅。16時32分，1號啟動

51、變 掉閘。16時33分，3號機組主汽門關閉，鍋爐滅火，但發(fā)電機主開關未掉閘。 16時37分，2號機組主汽門關閉，鍋爐滅火，但發(fā)電機主開關未掉閘。 16時 41分，1號機組發(fā)電機主開關掉閘，汽機主汽門關閉，鍋爐滅火。 17時16分， 就地手打機械脫扣器，切掉5011和5012開關（2號發(fā)電機主開關）。17時20 分，就地手打機械脫扣器，切掉 5022和5023開關（3號發(fā)電機主開關），在此 之前5021開關已經掉閘，500kV沙昌一線停運。17時50分，1號啟動變恢復 運行。18時38分，7號機組主汽門關閉，鍋爐滅火，但發(fā)電機主開關未掉閘。 18時52分，就地手打機械脫扣器，切掉5061

52、和5062開關（7號發(fā)電機主開關）。 18日2時38分，沙昌一線恢復運行。19日6時57分，7號機組并網發(fā)電。19 日23時10分，2號啟動變恢復運行。20日1時17分，1號機組并網發(fā)電。20 日23時56分，3號機組并網發(fā)電。23日8時03分，2號機組并網發(fā)電。 2、1、2、3、7號機組及1、2號啟動變的情況，（1） 2號啟動變16時20 分，2號啟動變掉閘。發(fā)“啟動變差動保護動作”、“220kV側斷路器跳閘”光 字。（2）1號啟動變16時32分，1號啟動變掉閘。發(fā)“6kVOAg電壓回路斷線”、 “6kVO毆電壓回路斷線”光字。（3） 3號機組16時33分，3號機組汽機主汽 門關閉，鍋爐

53、滅火，但發(fā)電機主開關未掉閘。發(fā)“電網安全自動裝置切機”、“電 網安全自動裝置請求減載” “失磁”、"500kVTV斷線”光字。作為備用電源的 2號啟動變已經掉閘，機組失去廠用電。運行人員緊急啟動大、小機直流潤滑油 泵和空側直流密封油泵。用4號機組廠用電帶3號機組廠用部分設備。單元控制 室手動切發(fā)電機主開關切不掉。因網控通訊中斷，立即派人到變電站聯(lián)系就地手 停發(fā)電機主開關。17時20分，就地手打機械脫扣器，切掉 5022和5023開關 （3號發(fā)電機主開關）。汽輪機無蒸汽運行47分鐘。在此期間，運行人員將 3 號機組的冷卻水倒由4號機機組工業(yè)泵帶，機組的潤滑油溫和軸承溫度等參數(shù)并 沒有上升很高。

54、機組的潤滑油溫最高為80 C,軸承溫度分別為95C、94C、100C、 113C、137C、89C、79Co由于低壓轉子末級葉片的鼓風作用，低壓缸兩端溫 度升高，低壓缸排汽最高溫度為 318Co （4） 2號機組16時37分，2號機組 主汽門關閉，鍋爐滅火，但發(fā)電機主開關未掉閘。發(fā)“遠方切機”、“事故掉閘” 和“發(fā)電機失磁”光字。作為備用電源的1號啟動變已經掉閘，機組失去廠用電。 運行人員緊急啟動大、小機直流潤滑油泵和空側直流密封油泵。 單元控制室手 動切發(fā)電機主開關切不掉。因網控通訊中斷，立即派人到變電站聯(lián)系就地手停發(fā) 電機主開關。17時16分，就地手打機械脫扣器，切掉 5011和501

55、2開關（2 號發(fā)電機主開關）。汽輪機無蒸汽運行39分鐘。在此期間，由于低壓轉子末級葉 片的鼓風作用，低壓缸兩端溫度升高，低壓缸排汽溫度最高 229c。2、5、6、7 瓦的溫度均超過100C,其余瓦溫在95c左右，潤滑油回油溫度最高88 Co （5） 1號機組16時41分，1號機組掉閘，發(fā)電機主開關掉閘，汽機主汽門關閉，鍋 爐滅火。發(fā)“母差及失靈保護”光字。作為備用電源的1號啟動變已經掉閘，機 組失去廠用電。運行人員緊急啟動大、小機直流潤滑油泵和空側直流密封油泵。 汽輪機惰走期間，潤滑油溫最高 53C, 3瓦下部溫度最高達99C,其它瓦溫最 高74C。20日1時17分，1號機組并網發(fā)電。 （

56、6） 7號機組18時38分，7 號機組主汽門關閉，鍋爐滅火，但發(fā)電機主開關未掉閘。發(fā) “主變差動”、“差 動TA斷線”、“緊急停機”光字。廠用開關掉閘，備用電源自投成功。單元控 制室手動切發(fā)電機主開關切不掉。 因網控通訊中斷，立即派人到變電站聯(lián)系就地 手停發(fā)電機主開關。18時52分，就地切掉5061和5062開關（7號發(fā)電機主開 關）。汽輪機無蒸汽運行時間為14分鐘。因廠用電自投成功，各輔機運轉正常， 停機過程各參數(shù)正常。 三、事故損失情況 1、電纜燒損情況，此次事故，共造成28根電纜燒斷，136根電纜不同程度 受損。燒損的長度均沒有超過2米。著火部位共有電纜229根，受損電纜占總數(shù)

57、的71.6%。著火部位位于網控直流配電室電纜豎井下部的電纜溝， 著火面積為2 米X1.6米。受損的電纜，一部分是直流電纜，有：蓄電池至直流配電屏電源電 纜，直流配電室至網控室保護、控制屏的電纜，網控室控制、保護屏至變電站設 備控制及信號回路，電網安全自動裝置電纜，至網控室保護屏的 CT PT二次回 路，通訊電纜，保護、MIS光纜等；另一部分是交流電纜，有：網控樓、220kV站 照明電纜，檢修電源箱動力電纜，通訊、遠動裝置的電源等。 2、機組檢查情況，（1） 1號機組檢查情況：發(fā)電機主開關正確跳閘，汽輪 機沒有無蒸汽運行，停機后檢查正常。 （2） 2號機組檢查情況：2至7瓦下瓦 鴇金均有

58、輕微磨損。凝汽器銅管檢查正常，低壓末級葉片檢查正常。 （3）、3 號機組檢查情況：3、4、5瓦下瓦鴇金均有輕微磨損。凝汽器銅管檢查正常，低 壓末級葉片檢查正常。 （4） 7號機組檢查情況：汽輪機雖無蒸汽運行倆 14分 鐘，但在停機過程中，廠用電自投成功，各輔機運轉正常，停機后檢查正常。 四、事故原因 1、事故原因分析 （1） 220kV變電站照明電纜短路放炮，引起電纜著火，是事故的起因。 ①、 現(xiàn)場勘察情況來看，電纜損壞最嚴重的是一根截面為 70mm酌三相照明電纜，該 電纜已燒斷，斷頭分別搭接在該電纜橋架槽盒的兩個邊上， 在槽盒邊緣搭接處可 見明顯的電弧燒損的缺口，是電纜著火的起火點

59、。 ②、該照明電纜的B、C相保 險(200A)已熔斷，說明事故前該電纜的 B、C相先發(fā)生短路放炮并著火，隨后 引起其他電纜著火。 ③、該照明電纜短路放炮后，首先導致相鄰的聯(lián)變 A、B 柜直流電源電纜絕緣損壞接地、短路，直流保險熔斷。所以事故的第一個征兆就 是在16時13分，網控發(fā)“直流I組母線電壓不正?！焙汀奥?lián)變A、B柜直流電 源消失”光字。綜上所述，可以確定：因為220kV變電站照明電纜短路放炮， 引起電纜著火，是事故的起因。 (2)交直流動力電纜、控制電纜集中敷設，是事故的主要原因。 電纜著火 的部位，不僅敷設有交流動力電纜，如網控變壓器6kV電源電纜，網控樓、220kV 站照明電

60、纜，檢修電源箱動力電纜等。而且敷設有變電站直流室的全部直流電纜 和通訊電纜。 變電站照明電纜短路放炮后引起的電纜著火，導致變電站直流電 源、儀表電源消失，四臺機組相繼停機。 (3)電纜管理工作比較薄弱，電纜的巡回檢查、絕緣監(jiān)測等工作不到位， 是事故的次要原因。 (4)通過現(xiàn)場勘察和技術分析，可以排除以下原因引起的電纜著火： ①、 事故前，網控樓直流配電室電纜豎井內及周圍無人工作， 排除人為原因造成的電 纜著火。②、電纜溝內無易燃雜物堆放，環(huán)境溫度也不高，排除由其他因素引 起的電纜著火。 ③、6kV站用電工作電源、備用電源兩條電纜均未損壞， 380V 站用電供檢修電源和合閘電源電纜均未

61、損壞。 可以排除上述電纜引發(fā)事故的可能 性。④、控制室照明電纜和動力箱電源電纜集中布置在一個電纜排架，均已燒 斷，但事故發(fā)生后的20分鐘內控制室照明是正常的，這些電纜是在著火以后短 路放炮燒斷的。可排除控制室照明電纜引發(fā)事故的可能性。 ⑤、蓄電池到直流 母線正極電纜燒斷、負極電纜絕緣損壞，但事后檢查電纜無短路過熱跡象， 并且 正負極分開、單個電纜故障只會造成接地不會造成短路。 可排除此電纜引發(fā)事故 的可能性。 ⑥、直流控制、信號、保護電源電纜雖多處燒損，但由于這些電源 供端均安裝有不大于25A的直流保險，一旦短路保險會立即熔斷起到保護作用， 不會引發(fā)著火，且事故前也沒有其他異常信號。可排除這

62、些電纜引發(fā)事故的可能 性。⑦、交流二次回路電纜和通訊電纜、光纜雖多處燒損，但這些電纜首先故 障必然會引起其它異?，F(xiàn)象先發(fā)生， 并且能量比較小。可排除這些電纜引發(fā)事故 的可能性。 2、主要設備掉閘原因分析 (1) 5021開關掉閘的原因 遠跳信號電纜燒損，導致開關接受遠跳信號跳 閘(電纜詳情見附錄3,下同)。 (2) 沙昌一線停運的原因 沙昌一線與#3機接在同一串上，其中沙昌一線 接在5021與5022之間，#3機接在5022與5023之間。5021由于遠跳信號電纜 燒損已于16時16分掉閘，當17時20分，就地手打機械脫扣器，切掉3號發(fā)電 機主開關(5022和5023)時，全用停電，50

63、0kV沙昌一線停運。 (3) 2號啟動變掉閘的原因2200乙開關CT二次電纜燒損開路，導致啟動 變差動保護動作，2號啟動變掉閘。 (4) 1號啟動變掉閘的原因220kV母差保護跳1號啟動變電纜燒損短路， 導致1號啟動變掉閘。 (5) 3號機組掉閘的原因 電網安全自動裝置切除3號機電纜燒損短路，導 致3號機組掉閘。 (6) 2號機組掉閘的原因 電網安全自動裝置切除2號機電纜燒損短路，導 致2號機組掉閘。 (7) 1號機組掉閘的原因220kV母差保護跳1號機電纜燒損短路，導致1 號機組掉閘。 (8) 7號機組掉閘的原因7號主變5061開關CT回路二次電纜燒損開路， (9) 變差動保護

64、動作，7號機組掉閘。 五、事故暴露問題 1、網控樓的電纜豎井少，直流室在零米，使得大量的重要直流動力、控制 電纜和通訊電纜與交流動力電纜集中敷設。 2、電纜管理工作薄弱。電纜管理雖有明確分工，但管理制度不細致，對輔 助動力電纜的絕緣監(jiān)測不到位。 3、變電站的重要電纜不是阻燃電纜，一旦電纜著火，相臨電纜都受影響。 4、變電站電纜溝沒有火災自動報警裝置，無法及時發(fā)現(xiàn)和消除火險隱患。 5、變電站的通訊電纜和交直流電纜集中敷設，變電站通訊的可靠性不高。 六、防范措施 1、針對“4.17”事故，在全廠范圍開展一次以電纜防火為主題的安全大檢 查，對查出的問題，要采用定落實單位、定落實人、定

65、完成期限的辦法予以落實, 并加強監(jiān)督、檢查和考核。 2、制定和完善電纜管理制度，要對電纜的巡回檢查、絕緣監(jiān)測和紅外線測 溫等提出具體要求，進一步加強和規(guī)范電纜的管理。 3、集中專業(yè)的電纜管理人員，加強電纜的日常管理。 4、解決變電站的交直流動力電纜、控制電纜集中敷設的問題。在充分考慮 其難度和必要性的情況下，要堅持兩個原則：一是將交流動力電纜和直流動力電 纜隔斷；二是將開關的第一合跳閘回路和第二合跳閘回路分開。 5、利用檢修機會，將變電站的重要電纜更換為 A類阻燃電纜，將其他直流 電纜更換為C類阻燃電纜。 6、研究提高機組廠用電可靠性的措施，使各臺機組的廠用電能互為備用。 7、變電

66、站的通訊電纜另行敷設，和交直流動力電纜、控制電纜分開。 8、變電站電纜溝增設火災自動報警裝置和阻火墻，控制室和電纜夾層增設 自動滅火裝置。 電纜著火 引發(fā)全廠停電 一、事故概況 1999年6月28日01時57分，某發(fā)電公司電纜著火，將電纜溝內部分電纜 燒損，并造成220kV失靈保護出口短路，失靈保護將220kV甲、乙母線上的全部 元件及運行中的三臺機組全部跳閘。由于事故造成該公司與系統(tǒng)解列，使 110kV 系統(tǒng)失去外來電，廠用電完全失去，最終導致全廠停電事故。 二、事故原因 1 .本次電纜著火的起因是多種經營公司經營的循環(huán)水尾電站 220V動力直流 電纜存在著機械損傷或質量缺陷，加之該電纜自 97年9月投產以來，始終處在 無人維護、檢查和試驗的狀態(tài)，使缺陷逐漸發(fā)展，最后發(fā)展到絕緣被擊穿，短路 電弧將周圍電纜引燃。 2 .全廠停電是由于電纜溝著火后，殃及失靈保護電纜，造成保護電纜芯線 短路，保護出口跳閘。 三、暴露問題 1 .廠部對省局電纜安全的有關規(guī)定貫徹不力，管理不嚴， 9為吸取6年XX 廠電纜著火教訓，省局曾明確要求，凡敷設在電纜溝的非生產電纜限期清理出去