第一篇：雞西二熱2號機組跳閘事故分析報告

雞西二熱 “3.10”事故分析報告

一、事故經過：

事故前工況：1號機組停機檢修，2號機組負荷262MW代熱網運行，主蒸汽壓力15.19 MPa，流量879噸/小時，主蒸汽溫度535℃。凝汽器真空-94.2kpa，循環水母管入口壓力0.08MPa，回水壓力0.055 MPa，三瓦軸振11μm,四瓦軸振2011μm,2號機D循環水泵投入，C循環水泵備用，1號機A循環水泵投入，1號塔停止，2號塔投入，1、2號水塔聯絡門閘門均在開啟狀態。

14:40分 1號機巡檢員鄭某在循環水泵房及水塔巡檢時發現2號水塔水位距水塔地面約10cm且水位有升高的趨勢，而1號塔水位距水塔地面約有30cm，巡檢員將此情況匯報給值長王某，值長會同巡檢員去就地查看，判斷由于運行的循環水均回流至2號塔造成2號水塔水位偏高，為防止2號水塔溢流跑水，15:04分值長令巡檢員在就地電動操作稍開1號水塔防凍門，以保持1、2水塔水位平衡，巡檢員電動操作1號水塔防凍門5秒后，便將此閥門按停止位，隨后值長去1號水塔查看防凍管開啟狀況，未發現1號水塔有進水跡象，15：10分便令巡檢員將1號水塔防凍門再稍開一些，巡檢員隨后到水塔就地閥門柜前繼續操作開啟1號水塔防凍門，操作過程中值長發現巡檢員操作的閥門是2號水

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塔上塔截門，便制止其操作，隨后便又到水塔邊觀察水位變化，15：10：10巡檢員意識到錯誤后，誤認為該閥門不該開啟，便將此閥門關閉，15:11：07 全關#2上塔門，供回水母管壓力都升高到0.3MPa真空開始下降，15:11：10集控室內2號機監盤人員（副值）發現二號機真空下降，便對影響真空系統的畫面進行檢查，15:12.14 真空降到-92.45MPa，負荷238MW,值班人員（主值）手動啟動備用真空泵。當檢查循環水泵畫面時發現，D循環水泵出口壓力由正常運行時的0.13Mpa升高至0.3Mpa,便判斷D循環水泵出口門可能誤關，15：12：36啟動C循環水泵運行，真空仍持續下降，15:13：00 真空降到-88KPa,低真空Ⅰ值報警，負荷229MW，匯報值長，排汽溫度漲到56.8℃。15:13：26 真空-80.7KPa, 排汽溫度62℃，真空到跳閘值，負荷222MW，三瓦和四瓦軸振開始緩慢上漲；15:13.46 真空-70 KPa，排氣溫度66.5℃，15:14.10 真空-50 KPa ,排氣溫度74℃，負荷215MW；15:14.40 真空-20KPa，排氣溫度85℃，負荷190MW;15:15.10真空0 負荷180MW,排氣溫度101度。15:15.18 排氣溫度144℃，主機和小機排大氣門爆破，負荷179MW，15:16.05監盤人員(主值)發現2號機冷卻水塔上塔門由原來的全開位變成全關位，便令就地操作的巡檢鄭某立即開啟此閥門，一分鐘后全開。15：16：39主值開始減負荷，15：20：00機組負荷減到100MW,隨后值長在 2 / 10

廠房外聽到爆破聲跑回到控制室，汽機專工、能耗部副主任、生產副總經理(運行副總兼能耗管理部主任當時因事不再現場)等管理人員聽到聲音后幾乎同時跑到集控室，15：23：08負荷減到37MW,15：24：29負荷減到0，排氣溫度227℃，沒有打閘（誤認為可以在線處理排大氣門），15:27.44 排氣溫度240度，三瓦軸振漲到74μm，四瓦漲到108μm，生產副總經理令機組打閘。檢修處理完畢后18:48 啟動真空泵抽真空，當時排氣溫度已經降到88℃，20:33 機組并網。

二、事故原因：

1、巡檢人員鄭某誤關#2機組上塔門，造成循環水中斷是本次事件的直接原因。

1號機巡檢鄭某在對公用循環水系統閥門操作時，未及時與集控室監盤人員聯系，在對1號水塔防凍門二次操作時，未認真核對閥門名稱及狀態，誤將2號水塔上塔門進行開啟操作，當發現操作有誤時，又錯誤的將此閥門關閉，導致2號機凝汽器循環冷卻水不流通，2號機組真空急劇下降，最終機組停機。

2、主保護沒投，沒有按規定快速減負荷是排大氣門爆破的主要原因。由于2號機組低真空保護從2月29日啟動后未投入，導致此次2號機組真空下降到機組跳閘值-80.7kpa時也未動作跳機，致使機組低壓缸排氣門動作。

3、鍵盤人員事故處理能力不強，是造成處理延誤的又

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一原因。2號機集控監盤人員由于經驗不足，對真空下降情況判斷有誤，不能第一時間發現真空降低的原因，機組發生異常時處理不當，導致事故的發生。

4、運行人員和管理人員有章不循，沒有嚴格執行規程，是造成事故處理延誤的直接原因。2號機組低壓缸排氣門動作后，值長忙于聯系外圍系統操作及向省電網公司匯報，未及時下令將機組打閘停機。主值和單元長沒有及時快速減負荷。

5、循環水閥門標識是臨時標識，沒有設備的雙重名稱。給運行人員誤操作帶來隱患。（見圖片）

6、運行方式不合理，此運行方式由于4臺泵的性能不同，入口取水點的位置不同，不同的兩臺泵組合，對兩個水塔水位的影響也不同，此次事故正是由于兩臺運行泵取水點都在水塔聯絡溝道，使兩個水塔水位產生較大偏差，又恰恰是為了調節水位偏差時發生了誤操作事故。

三、暴漏問題：

1、沒有嚴格執行規章制度，運行管理不順暢。本次誤操作事故的直接責任者為2010年大學畢業生，在此次操作過程中，表現出對設備系統不熟悉，業務技能水平不高，現場實際操作經驗不足，對運行操作最關鍵的“四對照、四把關”工作要求不掌握、不執行。本次事故，雖操作人員第一次接到操作指令時，操作正確；但第二次接到相同的操作指令時，就錯誤地操作了另外一個閥門，說明操作人在 4 / 10

沒有聽清楚操作命令的情況下就進行了第二次操作，后期在監護人發現錯誤時，下達事故處理命令后，慌亂操作，反映出二熱公司運行人員的安全生產培訓工作，沒有針對提高專業技術水平和工作能力、提高應急情況下的處理能力、制定出切實可行的培訓計劃，使生產人員的崗位、技能培訓工作針對性不強。從而使沒有多少工作經驗的操作人員，在普通的操作中，犯下低級錯誤，釀成機組跳閘停機事故。從當事人講述操作的經過來看，也反映出操作人、監護人在操作時，沒有對此次操作引起足夠的重視，沒有對操作的危險性認真分析，存在思想麻痹現象。并在操作過程中沒有和集控監盤人員進行聯系就擅自操作，存在操作隨意。也喪失了錯誤操作發生后，監盤人員第一時間能夠從運行參數上發現錯誤并第一時間進行事故處理的時機，說明我們的運行管理還不夠順暢，各級崗位的責任制沒有得到有效落實。

2、系統運行方式管理規定不完善，沒有循環水系統優化運行管理規定。

此次事故發生前循環水的運行方式為兩機一塔運行方式，此方式是二熱公司循環水系統在進入冬季后長時間運行的一種方式，但在運行規程中、技術措施交代本，系統變更記錄本等技術措施材料中，沒有對此運行方式從運行操作、注意事項、改變系統運行方式等做任何規定。也沒有技術管理人員對集控運行人員培訓、交代等管理痕跡。暴漏出我們的運行規程、技術措施等規章制度修訂不及時、不完善、不健全，規章制度得不到有效的落實，技術管理人員培訓責任

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沒有落實。

此運行方式由于4臺泵的性能不同，入口取水點的位置不同，不同的兩臺泵組合，對兩個水塔水位的影響也不同，此次事故正是由于兩臺運行泵取水點都在水塔聯絡溝道，使兩個水塔水位產生較大偏差，又恰恰是為了調節水位偏差時發生了誤操作事故。說明我們的技術管理還存在著較大的差距，對特殊運行方式的合理性分析的不夠，沒有采取有針對性的防范措施，給事故的產生埋下了隱患。

3、三講一落實工作開展不夠扎實、不全面

本次誤操作事故的次要責任者是當值值長，在進行操作前，沒有對此次操作進行講解，對主要操作步驟、注意事項、危險點、防范措施沒有對操作人進行交代，且在下達操作任務后，也沒有抓住關鍵環節、關鍵點，做好重點監護，沒有采取有效的防范措施，在操作人員對要進行的操作重視程度不夠，工作態度隨意、操作思路不清晰的情況下。發生錯誤操作后，由于沒有掌握操作失誤后的有效應對措施，最終釀成事故。

從事故的發生經過來看，反映出雞西二熱公司的三講一落實工作開展的還不夠深入，還沒有做到事事講，基礎性工作開展的還不夠扎實。生產人員在日常工作中，對“講任務、講風險、講措施、抓落實”沒有深刻理解，沒有掌握這四個環節工作的要點；對三講一落實工作中“講風險”，缺乏思想認識；反映到具體工作中，表現出沒有安全風險意識，工作隨意。

4、不嚴格執行規程，事故處理混亂。

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本次事故，運行人員有兩個方面工作嚴重違反運行操作規程。一是在執行重要操作時操作人員沒有及時聯系監盤人員；二是處理過程中沒有按照規程規定快速減負荷。

監盤人員和操作人員不聯系，監盤人員對操作后產生的結果就沒有做到有效的處理。錯過了最佳事故處理時機，暴露出二熱公司在巡檢操作時隨意性大，運行管理存在的諸多管理漏洞，相關規章制度沒有嚴格落實，組織措施和技術措施流于形式，工作層次不清晰，管理比較粗放。

在事故發生后，15:11：10發現真空下降到排大氣門爆破共4分多鐘，沒有快速減負荷，5分鐘半后才開始減負荷。暴露了運行人員對緊急停機條件不熟悉，單元長沒有起到事故處理指揮作用（當時值長沒在集控室），對產生的后果估量不足，思想麻痹。也沒有及時匯報部門和公司領導。負荷從179MW減到0用了近8分鐘，減負荷過程中雖然能耗管理部專工、副主任、公司生產副總經理已到現場，但對機組狀況了解不清楚，對事故處理沒有落實崗位職責，有怕擔責任的思想，請示上級領導對主要的操作下達命令，耽誤了事故處理的最佳時機，造成了損失的加重。暴露出各級人員對本崗位的工作職責掌握不清，執行力和執行能力不足的現狀。制度落實還存在較大差距。生產指揮系統混亂。

5、主保護管理制度和熱工邏輯投退管理執行不到位。雞西二熱2號機組從啟機后，在機組運行穩定后，低真空保護一直沒有投入。這種運行方式，已經嚴重違反運行規程的工作要求。這暴露出雞西二熱技術監控管理工作混亂、7 / 10

熱工保護投停制度執行不到位，汽機運行專工、熱工專工等技術監控管理人員沒有盡到本崗位的技術監控管理責任。本次事故過程中，2號機組真空下降到機組跳閘值-80.7kpa時，機組未動作跳機，造成主機低壓缸排氣門及小機排氣門全部損壞，擴大了事故范圍。使2號機再次啟機時，因為搶修設備，延時2小時左右。說明運行人員對規程掌握不好，執行規程不到位。

6、安全生產責任制沒有逐級落實到位

運行操作規程明文規定“凝汽器真空低于極限值-80.7kpa時要緊急停機”，且要求相關生產人員必須嚴格執行。事故發生后，現場管理人員沒有果斷采取措施，任由2號機組在排氣門爆破后，繼續運行、形成容易造成機組大軸彎曲的危險局面。在主要領導下達停機命令后，才進行打閘停機。這反映出現場管理人員，存在一是對自身工作崗位的安全生產責任制沒有把握清楚，在關鍵時刻沒有執行自己的工作職責；二是存在對工作標準沒有準確掌握的不自信。從這個問題可以看出，雞西二熱的運行管理人員，還需要從專業能力上進行提高，把握自己工作崗位應盡的責任。

雞西二熱本次停機事故，反映出的安全生產問題是多方面的。通過本次事故的現象看問題本質，可以發現雞西二熱在責任制落實、規章制度落實、技術監控管理、三講一落實活動開展等工作方面，存在規章制度執行不到位、責任制落實不到位等諸多著管理粗放現象。

雞西二熱要深刻清醒的認識本次事故的性質，高度重視

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本次事故中發現的問題，從“兩落實”的角度上深度分析當前安全生產的癥結，制定切合實際的整改技術措施，認真合理的落實整改時限和責任，保證問題整改按期完成。抓住以“兩落實”為重點的安全生產管理主線，健全完善各級崗位責任制，強化每名員工履責的意識，必須將三講一落實、“兩票三制”、技術監控等基礎性安全管理工作做細、做實，保證人身及設備安全。要強化制度的完善和學習，加強各級管理人員的培訓和考試，強化責任制落實和執行力，為安全生產工作奠定堅實基礎。

四、整改措施：

1、實現循環水系統閥門遠程調整操作，并增加限制條件，從邏輯上避免該系統閥門的誤操作。

2、建立健全完善的熱工保護投停制度，并嚴格執行。理順熱工邏輯測點強制管理情況，實行審批手續。

3、加強能耗部人員的技術培訓工作，特別是新上崗及串崗人員的培訓工作，提高操作技能，增強其操作的風險意識，提高判斷異常和故障的能力，嚴格按照操作規程處理事故。

4、按照“四查一改”的管理要求，再一次梳理能耗部各級管理人員的管理責任，堵塞管理死角，根據存在問題制定針對性措施，狠抓班組基礎管理工作，規范日常操作，制度落實到位，對公用系統操作制定相關要求及規定，并做好相關的監護工作。

5、完善標準票庫，執行監護制度。

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6、完善設施標準化，要標明雙重名稱。

7、能耗部完善防止誤操作技術措施和管理措施，明確運行調整操作具體是哪些操作，以便于執行。

8、全面修訂和補充運行規程，對于發生設備異動或者特殊運行方式，在沒有臨時補充前禁止進行試運和操作。

附件1：開關柜照片

附件2：歷史曲線

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第二篇：燈泡貫流式機組事故分析報告

湖南友源工程監理咨詢科技有限公司

HUNAN YOUYUAN ENGINEERING SUPERVISION AND CONSULTING &

SCIENCE AND TECHNOLOGY CO., LTD

監理聯系單

長聯字8#［2012］第001號

長洲電站8#機組事故分析報告

一、8#機組發生事故情況簡要介紹

2012年4月23日上午8:30，我部監理熊玉江同志在8#機組調速器油壓裝置旁觀察和記錄油壓裝置油泵啟動和停止時間。到9點鐘時，1#油泵停泵，油罐壓力為6.3Mpa，機組運行正常，此時油罐的油位為1米，調速器機械液壓柜儀表顯示導葉開度為80%，輪葉開度為70%。此時，我部監理謝榮興同志從8#機組轉輪室層上至11.85米層對熊說“8#機組的震動很大，運行聲音不正常”。

9點10分左右，油壓裝置2#油泵啟動，熊從油罐旁觀察油泵啟動情況，當走到2#油泵時，聽到了3#備用泵隨即也啟動了，當其轉頭看油罐的油位計時，油罐翻板油位計急劇下降。熊馬上跑到調速器控制柜前看到輪葉在往全關動作，導葉開度還停留在80%的開度。當輪葉關到0%時，導葉才開始關機。

從油壓下降開始起，泡頭內還有強大的壓力油流聲，導葉和輪葉都全關后，油壓裝置油泵還在不停地運轉。電廠運行人員到達8#機組現場后關閉輪葉的開關腔球閥，因球閥側壓力過大關不了，運行人員又找來加長桿方才關閉。

此時，我部熊工又進入到泡頭內看到受油器體下游側仍在繼續噴油，大約持續了5分鐘。停止噴油后，經我部熊工檢查發現操作油管和受油器體的下部有摩擦發黑的痕跡。熊又到輪轂高位油箱層，發現高位油箱室地面都是油，油霧很大，漏油箱也裝滿了水。

二、事故相關概念性問題的認識

1、根據在輪葉開度關閉到零位時，導葉的開度還停留在80%，這一運行狀況表明，筆者認為能否這樣解釋，在這一瞬間事故中，傳感器的鋼絲繩的拉緊度、反饋信號、協聯關系就被破壞了，因此輪葉提前關閉，導葉的關閉就滯后了。

雙調機組輪葉與導葉的協聯關系曲線有兩種方式得到，一種可從模型曲線上計算出來，一種是由原制造廠家提供的協聯曲線中換算得到。

一般在發電工況下，對應7個分界水頭，不同輪葉開度對應有相應導葉開度表，在協聯關系曲線上輪葉從0~100%，每隔5%取一個點，共21個點。逐點輸入與輪葉行程相對應的導葉行程，并經過定位試驗和行程傳感器定位試驗及一系列的動態試驗，即形成了控制程序——導葉與輪葉開度協聯的隨動性。

2、對轉動部件左右螺栓設計理念的認識

一般的設計理念傾向于左螺栓，如阿廠、東方廠都有這方面的要求，而哈廠從50年代起則傾向于右螺栓的設計理念。

左螺栓在機組啟動時有松的趨勢，停機時有緊的趨勢，而右螺栓則反之。綜合歷來發生事件證明，不論何種設計理念，關鍵是止動措施采取的程度有很大的關系。

3、事故的隱患具有一定的連續時間量變，而事故突發則是量變積累后質變的結果，發生時間短而快速。

三、8#機組發生事故根源

8#機安裝投運至今已經有4年多時間，期間經歷過一次B修，但未動操作油管。因廠家設計每根中管只有一端有銅瓦，而在這次事故搶修中發現原機組安裝時由于第三根中管裝反，導致第二根中管連接處沒有銅瓦。此安裝疏忽嚴重違背了圖紙要求，這是造成此次事故的主要原因。

經初步分析，機組在長期頻繁啟停和運行中，由于內管在第二節管接距6m范圍內無導向支撐（圖紙要求3m左右有一軸承，見圖一），以致造成內管套筒連接處所點焊的四點（點焊強度不夠）陸續開裂，一直到4月23日9:05分時，由于機組發生大的震動，短時間內促使內管承接處全部脫扣，造成跑油和事故停機（見圖

二、圖

三、圖

四、圖五）

在此需說明一點，如果認為第二節內管管套絲扣是在一個長時間內脫開到里程約50mm，那種情況的可能性不大。因為如果是此種情況那么勢必會影響傳感器反饋信號的傳輸，破壞輪葉與導葉開閉的協聯關系。假設有此種情況存在，那么在每次開停機和機組運行中，中控室會要發現的，所以說管套慢慢脫開到約50mm的情況可能性不大。

四、事故造成設備損壞情況

一是第二節內管彎曲約30mm；二是下泄水錐與上泄水錐連接法蘭脫開、上泄水錐上12個M30螺孔內絲扣被拉掉約20mm深；三是受油器與外管配合間隙處有磨損，并有發黑的痕跡；四是受油器支架彎曲變形、基礎板焊縫開裂。

其他還有開腔浮動瓦磨損嚴重，外管與浮動瓦配合的關腔部位因干磨形成錐度，靠下游側大1.3mm，盤車檢測受油器，開腔最大擺度+0.32mm，關腔最大擺度+0.36mm。

在這次搶修拆卸中，推力軸承面向下游10點鐘方位和1、2、3點方位的四塊正推力瓦有掉塊現象，其他推力瓦有環狀劃痕，鏡面有多條環形輕微磨痕。

槳葉接力器缸內壁在1#、2#槳葉之間的方位有較嚴重的銹蝕狀水垢，結垢區弧長約1100mm、高度350mm。從檢查情況分析，應該是停機后該部位長時間處于下方，缸內油中含水導致出現銹蝕結垢。

另外，按照廠家圖紙描述，在轉輪體上找到了全關刻度線，但未能找到全開位置和中心位置刻度線，在槳葉上也沒有找到相應的記號。

這次搶修中還對泡頭垂直、水平支撐進行了全面檢查未發現異常，這說明不是因泡頭存在有擺動和下沉的現象而導致受油器的磨損及支撐變形。

1、下泄水錐脫開受力分析

當內管連接處失去密封和脫扣到最大口徑的一瞬間，從槳葉開啟腔來的一股高壓油經內管向下游沖向泄水錐空腔內，在969t力的作用下，使下泄水錐法蘭脫離。

經初步計算有如下計算數值

a、下泄水錐承壓直徑是取大小直徑的平均數，再計算受壓面積與6.3Mpa相乘得969t；

b、下泄水錐及輪轂腔內設計水壓要求0.3Mpa計算，只能承受46t的力，泄水錐在運轉中內外受力是復雜的，這在模型試驗和設計時已考慮過了，可能數值還要偏大。

c、上泄水錐法蘭連接螺栓為M36，8.8 級，36個，應力計算為586t（取中碳鋼應力值σ=1600kg/cm2）

d、下泄水錐法蘭螺栓為M30，8.8級，24個，計算應力為271t（取中碳鋼應力值σ=1600kg/cm2）

綜合上述數據看來，發生破壞常在設計應力最小處，即下泄水錐法蘭連接部位。

2、內管彎曲受力分析

a、槳葉關閉時活塞操作力為955t b、最大正向水推力606t a-b=955t-606t=349t 如考慮349t的力再消耗在構件的重力，操作機構的傳動和摩擦力上，據初步估算還約有50t的力，由油塞缸體帶動，作用在內管的軸向移動上（因時間關系沒有過細地計算）。

為此，當內管一旦伸脫到大于55mm時，機組又在事故停機時以50t的力將內管擠壓在第一節外管縮口處發生彎曲縮短約30mm，使軸向運動變軌形成一種不規則的力從而引起受油器和支架的形變及間隙磨損加大。

五、事故中跑油點及跑油量的估算 基本上有五股油的跑向：

a、一股油從開啟腔高壓油進入內管→輪轂供油管→輪轂油箱（0.5m3容積）→地面；

b、一股油從開啟腔高壓油進入內管→輪轂內→泄水錐法蘭開口→轉輪室內； c、一股油從開啟腔高壓油通過浮動瓦磨損間隙→密封筒→輪轂供油管→排油管→漏油箱；

d、關閉腔高壓油→浮動瓦磨損間隙→排油管→漏油箱；

e、關閉腔高壓油→甩油環（52）→U密型密封（102）→受油器蓋（57）→外部地板（見圖6）；

根據調速系統壓油槽、集油箱及輪轂油箱容積和油位下降情況以及時間上的分析估算，此次事故跑油約10t左右。

六、結束語

因筆者掌握的資料和臺賬記錄不全，以及水平有限，在編寫和分析中難免會存在有疏漏或不足之處，敬請沈總、林總和生技部給予指正。

友源監理公司長洲項目部 二○一二年六月二十四日

主送：長洲水電公司沈總、林總、生技部

擬稿：

第三篇：火電廠機組fmt跳閘原因分析

火電廠機組跳閘原因分析

一、事件經過 1、16：06分，6號爐MCC A段母線失電，6A、6B、6C磨煤機跳閘，首出“潤滑油泵停止”；6A一次風機跳閘，首出“潤滑油泵全停”；6D、6E、6F磨跳閘，首出“一次風母管壓力低”；爐MFT，首出“喪失燃料”，發電機跳閘。就地檢查MCC A段電源開關“零序保護”報警發出，動作電流1.17A； 2、16：40分，就地檢查MCC A段所帶負荷絕緣良好，恢復送電； 3、19:42分，#6機組并網。

二、發現問題及原因分析

1、#6爐MCC A段跳閘的原因是由于其電源進線開關零序保護動作，動作電流值（二次值）為1.17A，大于設定值1.03A，0.5秒，屬正常動作，經換算一次零序動作電流為187.2A。

2、#6爐MCC A段跳閘后，發電部積極排查各支路負荷，測試絕緣情況，沒有發現異常，重要負荷相繼送電。經現場調查，MCC A段所帶負荷在跳閘前只有爐頂電動葫蘆外委檢修單位作業，在電動葫蘆的提升電機操作過程中突然失電,通過調取DCS畫面MCC A段運行電流發現這段時間電流確有波動。對爐頂電動葫蘆的動力回路進行檢查，絕緣合格。但發現爐頂電動葫蘆就地隔離刀閘開關熔斷器違規采用銅絲代替鉛絲，起不到保護作用，此外，MCC A段上爐頂電動葫蘆電源進線開關型號為VL160H，ln=63A（設計型號為3VU16，ln=25A），整定電流為0.9倍的額定電流，瞬時過載設定為8倍額定電流，根據動作曲線（動作時間大約10秒），保護動作滯后于#6爐MCC A段電源進線開關的零序保護（0.5秒）。因此，本次MCC段越級跳閘主因為外委施工單位在爐頂電動葫蘆調試過程中有單相接地故障（事后，外委施工單位承認違規取用檢修電源，造成單相接地），且就地隔離刀閘開關熔斷器違規采用銅絲代替鉛絲，MCC A段爐頂電動葫蘆電源開關實際額定電流為63A（大于設計額定電流25A），以上兩級均沒有起到保護作用，造成MCC電源開關保護越級跳閘。3、6A一次風機的跳閘首出為“潤滑油泵全停”。經分析，當#6爐MCC A段跳閘后，6A一次風機潤滑油站失電，兩臺泵全停，根據DCS邏輯，兩臺泵全停直接跳風機，導致6A一次風機跳閘。同時，由于工作電源切換到備用電源大約3秒左右，而連鎖啟動的指令脈沖時間也為3秒，出現了電源切換后，連鎖啟動的指令脈沖已消失的情況，導致潤滑油站的備用油泵未能啟動。4、6A、6B、6C磨煤機跳閘，由于其就地控制柜采用了雙電源切換裝置，但在實際運行中一旦發生主電源失電，在切換到備用電源的過程中會發生“潤滑油泵和液壓油泵全停“的情況，根據DCS邏輯，潤滑油泵或液壓油泵停止沒有延時直接出口跳磨煤機。

三、預防措施

1、按項目外委，責任不外委的原則，檢修公司應加大對外委單位的監管力度，加強對外委設備修前、修中、修后的檢查確認工作，及時發現問題，把安全隱患消滅于萌芽狀態。

2、檢修公司應在25日前完成對#

5、#6機組有條件停電的PC、MCC級電源開關容量及保護定值核實工作，檢查各開關設計容量、開關實際容量和實際負荷容量三者是否一致。

3、檢修公司應對#

5、#6機組MCCA段至各吊裝電源負荷進行檢查確認，對開關熔斷器違規采用銅絲代替鉛絲的現象進行排查整改。

4、檢修公司應加強對熱、電專業人員的DCS邏輯培訓，加強溝通和配合，提高整體業務水平。

5、針對一次風機備用潤滑油泵未聯起事件，DCS邏輯里一次風機的跳閘條件“潤滑油泵全停”應加延時以躲過雙電源切換時間及備用泵啟動時間，應延長一次風機潤滑油站備用油泵連鎖啟動指令的脈沖時間，確保備用油泵可以連鎖啟動后，與一次風機允許潤滑油泵停運時間相匹配，保證一次風機可以正常運行。要求檢修公司按照廠部要求對邏輯進行核查和完善，條件允許時做好切換試驗。

6、咨詢設備有限責任公司關于潤滑油泵和液壓油泵全停是否可延時跳磨煤機，答復可延時5秒，但磨煤機減速機廠家不同意加上此延時，目前發電部已將#6機組C、D磨的潤滑油、液壓油油站的電源切換為由保安段帶，#5機組在有停磨機會進行電源切換。

7、要認真吸取教訓，舉一反三，堅決杜絕類似事件重復發生。

第四篇：2006年“8.3”韓城電廠全停同時引發韓二機組跳閘事故剖析

2006年“8.3”韓城電廠全停同時引發韓二機組跳閘事故剖析

盛夏8月，驕陽似火，西北電網迎峰度夏進入關鍵時期。8月3日15時48分，大唐陜西韓城發電廠因人為事故造成全廠失壓,同一時刻，西北電網單機容量最大的大唐陜西韓城第二發電廠兩臺60萬千瓦發電機組相繼發生跳閘。

關鍵時刻，西北網調當值調度員顯現出過硬的業務素質和沉穩的心理狀態。15時48分，當值調度員依據調度自動化系統提供的電網運行信息，準確分析判斷，當即調令安康電廠加滿出力并緊急開啟水電備用機組，同時，令陜西省調立即加滿備用出力，迅速消除西電東送斷面嚴重過載，盡快恢復電網頻率。15時 50分，全網頻率恢復正常。15時50分－15時54分，安康電廠4、2、3號機組相繼并網。僅6分鐘，西電東送斷面潮流降低至65萬千瓦，主網以最快速度重新恢復到正常運行狀態。

在這次事故處理過程中，西北網調當值調度員在間接調管設備發生故障對主網安全造成嚴重威脅時做到了判斷準、反映快、指揮得當，未造成電網限電，快速準確的處理避免了可能出現的重大電網事故，保證了電網安全，同時為陜西省調及時處理韓城一廠失壓事故創造了良好條件。

“8.3”事故引起了西北電監局、西北電網有限公司、陜西省電力公司、大唐陜西公司等各方面的高度重視，西北電監局專門組織調查組對事故進行了調查，韓城電廠和韓城二廠也對事故原因進行了分析，事故原因已基本查明。事故暴露的問題，在目前網廠分開的體制情況下，具有一定的代表性和普遍性。專家呼吁：堵塞安全漏洞和管理死角，刻不容緩，需要引起政府綜合管理部門的高度重視。

事故原因基本查明

“該跳的未跳，不該跳的卻跳了。”一位專家形象地描述“8.3”事故的起因。

2006年8月3日，大唐發電公司陜西韓城電廠1、3、4號機組運行，共帶18.5萬千瓦負荷；330千伏系統閉環運行，110千伏系統為固定方式運行。韓城二廠全接線運行，1、2號機組共帶95萬千瓦負荷。

當日，韓城電廠在3號主變旁進行防滑加固工程測量工作，15時48分，工作人員在回收測量繩（0.8mm細鐵絲）時，測量繩擺動引起3號主變110千伏側C相引線對測量繩放電，繼而發展為對330千伏B相引線弧光短路。3號主變差動保護動作，3304（3303開關拒動）、1103、1303、163、633甲、633乙、3號機MK開關跳閘，330千伏3303開關因跳閘出口繼電器焊點虛接拒動，“該跳的未跳”，引起330千伏韓金線金鎖變側線路接地距離II段動作，330千伏韓西禹線韓城二電廠側線路接地距離和零序保護II段動作，開關跳閘，韓城電廠與系統解列、全停，本廠直供負荷全部損失

韓城電廠3號主變故障同時，韓城二電廠1、2號主變零序過流保護動作，1、2號機組（容量各60萬千瓦）跳閘。經查，韓城二廠1、2號主變原整定值為2.5秒，后電廠將定值改為0.5秒，較330千伏禹西韓線II段保護（定值0.8秒）快，致使保護配合上失去了選擇性。“不該跳的卻跳了”，在韓城電廠3303開關拒動時，韓城二廠1、2號主變先于330千伏禹西韓線動作跳閘，切除了1、2號機組，造成事故進一步擴大

這次事故對西北電網的安全穩定運行造成了極大影響，事故共造成系統失去出力113.5萬千瓦，9個110千伏變電站失壓，損失負荷20萬千瓦，系統頻率最低降至49.58赫茲，西電東送斷面潮流最大達到138萬千瓦，超動穩極限72萬千瓦。由于電網運行方式安排得當，網、省調度人員判斷準備，處理果斷、及時，避免了可能引發的陜西大面積停電事故。

事故暴露的問題

據專家介紹：“8.3”事故暴露的問題非常突出，在目前網廠分開的體制情況下，具有一定的代表性和普遍性。尤其是當前在涉網電廠的安全技術管理、繼電保護和安全自動裝置等反措落實、機組保護定值計算與管理等方面，存在著較多的安全漏洞和管理死角。堵塞這些漏洞和死角，刻不容緩，必須引起政府綜合管理部門的高度重視。

其一、這次事故暴露出部分發電企業對涉網部分設備的重視不夠，對有關涉網設備反事故措施如“十八項反措”等落實不力，特別是對繼電保護、安全自動裝置及其回路的安全管理未能達到電網安全穩定的要求。

其二、部分電廠片面強調自身利益，不顧電網整體安全要求，違背電網技術原則和設備、自動裝置配置標準，不執行或變相執行電網調度部門下達的定值，造成系統某一原件故障時誤動甚至造成擴大事故。

其三、網廠分開后，相關電網企業與電廠之間的技術管理和監督的職責和權限不清，也是造成事故的重要因素。客觀上造成了電網企業與電廠之間溝通渠道不暢，電網企業對現有電廠的技術指導和專業管理缺少約束力，對新建電廠的并網安全技術措施和條件審定難以到位。

電網企業疾呼：明確各方職責

“8.3”事故引起了電網企業的高度重視。西北電網有限公司積極配合西北電監局等單位查找、分析事故原因，并針對事故暴露出的問題，及時采取措施并加強監督落實，杜絕同類事故再次發生。

1、切實加強對并網電廠涉網部分的安全管理，各省（區）電力公司要主動做好服務和宣傳工作，向各發電企業重申和強調，確保電網安全是電網企業和發電企業必須共同承擔的責任和義務，必須按照電網的客觀規律加強技術協調和管理，共同來保證電網安全。督促各發電企業務必高度重視大機組故障對電網安全穩定運行的影響，認真吸取事故教訓，按照“十八項反措”的要求，結合實際，查找事故隱患，認真分析研究，盡快落實防止大電網事故的組織措施和技術措施。

2、各省（區）電力公司要認真吸取此次事故教訓，深挖、排查潛在的不安全隱患，防微杜漸，落實事故防范措施，做好大電網安全運行工作。在做好直接管理的發、供電設備的安全管理和運行管理同時，必須加大與發電企業的聯系交流和溝通，進一步加強對發電企業的技術指導和安全監督。

3、要加強對涉網電廠的繼電保護技術監督工作，建立健全相關的制度和規定，堅決杜絕不符合并網條件的機組并網運行。為確保電網運行安全，在政府部門和電力監管部門未下發新的規定之前，要求今后涉網電廠容量在20萬千瓦及以上機組的后備保護定值必須經直調調度部門核準后方可應用。

4、針對事故中暴露出的問題，要求組織調管電廠開展繼電保護專項檢查工作。

5、各省（區）電力公司迅速安排對調管電廠涉網保護進行監督檢查，并要求對監督檢查中發現的問題進行長期跟蹤監督，對影響主網安全穩定運行并長期不予整改的的機組，在上報電監局的同時，嚴禁并網運行。

專家指出：欲徹底杜絕同類事故再次發生，必須從根本上堵塞安全漏洞和管理死角。為此，西北電網有限公司提出建議：政府主管部門和電力監管機構盡快研究出臺并網發電廠涉網部分的專業管理、技術管理以及電網企業對并網發電廠的專業技術監督管理辦法，明確各方的職責。

這樣的事故值得警惕。保護配置方面確實也需要值得注意：“經查，韓城二廠1、2號主變原整定值為2.5秒，后電廠將定值改為0.5秒，較330千伏禹西韓線II段保護（定值0.8秒）快，致使保護配合上失去了選擇性。“不該跳的卻跳了”，”，嚴重的后果！

第五篇：冷軋SVC跳閘事故報告2011.05.03

冷軋SVC跳閘事故報告

一、事故及檢查經過

2011.05.03日17：19時，冷軋SVC系統在運行過程中5次濾波器不平衡保護（差壓）動作跳閘，SVC現場19512、19513開關跳閘。

檢查SVC系統5次濾波器保護裝置事件記錄發現5次濾波器相電流突變為二次值5.6A，零序電壓為二次值165V；5次濾波器保護整定為過流3.3A、0.5S，差壓（零序電壓）9.5V、0.1S；故差壓保護屬正確動作跳閘。檢查SVC系統其余裝置及后臺監控系統均無任何動作和異常報警信號，檢查冷軋變電所35KV及10KV系統均無異常。

將SVC改成檢修狀態后，檢查SVC室內可控硅閥組及室外TCR電抗器及3、5、7、11次濾波器一次設備外表均無放電、燒傷痕跡，進一步檢查5次濾波器所有一次設備（放電PT、電容器、電流互感器、電抗器、避雷器等）的絕緣和性能參數均正常，檢查所有一次設備的連接均可靠。檢查電壓互感器（放電PT）的二次電纜沒有發現短路和接地現象，加入5次濾波器保護裝置的零序電壓A通道模擬電壓顯示正常，檢查5次濾波器保護裝置整定值與方案相符。在檢查完了SVC一次設備和二次設備均正常后，將SVC控制系統動作信號復歸后準備燈亮申請送電，SVC系統送電后運行正常，查看3、5、7、11次濾波器零序電壓均小于0.1V，SVC后臺監控系統無任何報警信息，隨后冷軋主軋恢復生產SVC工作補償正常。

二、事故原因分析 1、5次濾波器中性點零序電壓瞬時升高是造成SVC系統跳閘的主要原因。

三、整改措施

1、聯系中冶賽迪及廠家對SVC現有設備參數和補償整定重新進行核算，對3、5、7、11次濾波器發生PT諧振過電壓的可能性進行評估。

2、分別測試SVC由3#主變帶主軋、平整機滿負荷運行和由2#主變帶主軋、平整機滿負荷運行工況下的10KVⅢ母線功率因數、電壓波動、和諧波電流、電壓發生量。

根據攀信公司的諧波測試報告，盡快對SVC的補償效果給予評估。

3、根據SVC的設備運行情況，組織對SVC常見易損設備和關鍵設備的儲備。

2011-05-04