大港电厂3号机组负荷突升手动打闸事件分析报告
电厂#3机燃油流量波动跳机事件分析报告
电厂＃3机燃油流量波动跳机事件分析报告
1、事件经过
（1）9月9日7:10时，＃3机发启动令。
7:30时，转AUTO。
7:35:07，点火齐着。
7:35:56，发启机燃料超限跳机报警，＃3机熄火遮断。
（2）机务到场对燃油旁通阀进行了拆卸清洗。
发现拆下的燃油旁通阀有卡涩现象，上面沾满重油。
热控将燃油旁通阀的伺服阀增益由1.0改为1.3。
（3）11:05时，发启动令。
11:11:55，点火齐着，机组燃油超限跳机遮断。
（4）机务更换了一个新的燃油旁通阀。
（5）13:17时，点火正常，不久再次燃油超限跳机。
（6）热控将增益从1.0调整到1.3，零偏从3.3调整到2.7。
（7）13:40时，发启动令，点火失败。
13:55时，再次开机，点火失败。
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电厂#3燃机断油跳闸事件分析报告
电厂＃3燃机断油跳闸事件分析报告1、事件经过（1）2006年4月11日，中发来电厂油区卸油，用油罐汽车进行运输。
卸油前，安技部出具了供油操作通知，运行部每天早晨在卸油前向中发卸油负责人交待注意事项以及当时机组运行方式的变化情况。
（2）4月18日08:05时，＃3燃机声音异常，并发出“重油压力低”、“液体燃料压力低”、“液体燃料压力低跳闸”报警信号，随后＃3B主变220kV侧2203开关跳闸，＃3燃机有功、无功负荷到零；08:07时＃4机手动打闸，机组解列。
（3）现场询问检查发现，中发卸油人员看到卸油压力较低、卸油较慢，擅自关闭了去＃3燃机重油出口阀门，以提高卸油压力加快卸油。
（4）将此阀门打开，且机组检查无问题后，09:00时及09:30时，＃3、＃4机分别与系统并列。
2、原因分析（1）中发来电厂卸油人员对电厂运行方式和系统不熟悉、不了解，却擅自操作电厂设备，是这次事件的直接原因（中发卸油人员分2个班，3人一班，事发日换班后对电厂运行方式改变不清楚，既没有询问值班员，也没与卸油负责人请示，而擅自操作阀门，造成＃3机阻燃油压力低跳闸）。
（2）中发组织措施做得不到位，人员进行交接时，运行方式交接的不清楚，是这次事件的次要原因；（3）海天电厂运行人员对中发人员操作电厂设备的现象不及时进行制止，是这次事件的次要原因。
（4）海天电厂对外来人员管理存在不足，虽然给出运行操作指导书，但事先未做好充分的技术措施和组织措施，就准许中发卸油，是这次事件的又一原因。
3、责任处理（1）中发卸油人员×××擅自操作电厂设备，造成机组跳闸，对这次事故负主要责任，建议中发对其进行严肃处理，并将处理情况通报电厂。
（2）中发组织措施不力，卸油班组交接班交接不清，厂方负有次要责任，建议中发根据责任情况进行相应处理。
（3）电厂运行人员对中发人员操作电厂设备制止不力，负有一定的责任，在月度考核中进行考核。
（4）电厂安技部对外来人员卸油的技术措施和组织措施不力，卸油过程中管理不善，对这次事故负有一定的责任，在月度考核制进行考核。
电厂#3燃机跳机事件分析报告_1
电厂＃3燃机跳机事件分析报告1、事件经过（1）2006年6月15日，220kV双母线并列运行，埗陈线运行于IM，埗万线运行于IIM，＃3、4主变运行于IM，＃9B高备变运行于IM，＃1、2主变检修状态，6kV厂用变由＃9B 高备变带，＃02高厂变在检修。
燃机烧重油联合循环运行，＃3燃机带基本负荷101.2MW。
燃机和发电机运行参数均正常。
（2）中午时分，东莞地区突降大雨，闪电打雷不断，13:38:40秒＃3燃机突发“发电机差动保护跳闸”信号，机组遮断，＃3燃机主变高压侧开关2203跳闸，就地检查发电机间和＃3主变未发现异常。
（3）在＃3燃机发“发电机差动保护跳闸”信号的同时，＃3锅炉MCC进线开关43A3H跳闸，44A3H联锁合上，＃1除氧循环泵、＃1低压循环泵、＃1除氧加联氨泵、＃1除盐水泵、＃2空压机等辅机跳闸。
汽机快速降负荷停机，13:37手动切除补汽，13:38:18时汽机解列，打闸（主汽门前压力：4.14Mpa，温度：492℃）。
就地检查＃3锅炉MCC进线开关43A3H 的过流保护动作，稍后复位，检查无其它异常，恢复43A3H运行。
（4）＃3燃机跳机后，电气检修人员迅速赶到现场，检查发现＃3燃机发电机继电保护装置G60上有跳闸报警信号灯亮，系定子差动保护动作，检测＃3燃机定子线圈和＃3主变低压侧绕组绝缘为50MΩ，网控埗陈线和埗万线保护屏上有A、B相过流启动信号，收发信机上有启信信号，检查故障录波屏＃3主变高压侧电流和220kV两组母线故障时的电压波形图，B、A相电压降低和电流升高有较大畸变。
其它未见异常。
（5）仔细检查未发现其它问题后，17:00时汇报中调并申请开机。
但因当天一直在下雨，电力负荷需求不大，中调回令机组18:30重新并网。
2、原因分析故障时正值打雷、暴雨，造成220kV线路遭雷击，可能是相间闪络或对A、B相地放电，由于系统电压冲击，引起燃机定子差动保护误动，跳开＃3主变高压侧开关2203。
电力故障跳闸事故分析报告
• 引言 • 事故原因分析 • 事故影响 • 事故处理和恢复 • 预防措施和建议 • 结论
01 引言
事故概述
事故类型
电力故障跳闸事故
事故影响范围
整个城市及周边地区
事故原因初步判断
设备老化、恶劣天气、人为操作失误等
事故发生时间和地点
时间
XXXX年XX月XX日晚上XX点至XX点
01
02
03
04
05
加强设备巡检和 维护
定期对电力设备进行全面 检查和维护，确保设备处 于良好状态。
提高操作人员技 能和素质
加强操作人员的培训和考 核，确保其具备专业知识 和技能。
建立应急预案
制定电力故障跳闸事故应 急预案，明确应急处置流 程和责任分工。
加强与相关部门 的沟通与…
提高公众安全意 识
与政府部门、企事业单位 等加强沟通与协作，共同 应对电力故障跳闸事故。
对电力设备进行定期检查，确保设备处于良好状态，及时发现并 处理潜在故障。
及时维修和更换损坏部件
一旦发现设备部件损坏，应及时进行维修或更换，防止故障扩大。
建立设备维护档案
对设备维护和检修过程进行记录，以便对设备状况进行跟踪和管理。
提高人员素质和操作技能
培训操作人员
定期对操作人员进行培 训，提高他们的专业技 能和安全意识，确保他 们能够正确、安全地操 作电力设备。
电网稳定性下降
跳闸可能导致电网负荷转移，使其他 线路或设备过载，进而影响整个电网 的稳定性。
对用户的影响
生产生活受阻
电力故障跳闸可能导致企业生产 停顿、居民生活不便。
经济损失
由于停电导致的生产损失、设备 损坏以及生活不便可能带来一定
电厂#3机逆功率跳闸事件分析报告
电厂＃3机逆功率跳闸事件分析报告
1、事件经过
2006年6月15日，根据调度安排＃3燃机将在7:30时并网。
7:12时值长令值班员发燃机启动令，7:24时＃3燃机空载满速，值班员在MKV与就地检查无异常，汇报值长，值长令＃3燃机并网。
7:29时＃3发电机并网成功。
值班员预选负荷15MW，7:30时值班员报＃3燃机负荷波动大，值长令将预选负荷改大，在值班员未改完预选负荷前，7:31时＃3燃机发电机跳闸，同时来“发电机逆功率跳闸”和“防喘阀故障”报警。
MKV显示＃2、＃4防喘阀关闭，就地检查＃2、＃4防喘阀位置没有开到位。
此时＃3燃机保持空载满速。
值长立即通知热控检修人员处理。
7:50时＃2、＃4防喘阀故障处理好，7:53时＃3燃机重新并网。
2、原因分析
（1）当天，＃3燃机刚刚并网后，负荷波动大（MKV上显示－5～8MW，DCS记录为－2.6～7.8MW），由于机组并网后，首先读取的是默认的预选基本负荷（5MW），如果值班员在并网后不马上加负荷或预选负荷的时间慢了，就会引起逆功率跳闸。
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】 大港电厂3、4号机组调速汽门摆动故障分析
・故障分析・大港电厂3、4号机组调速汽门摆动故障分析A nalysis on Sw ay Fau lt of Steam V alve fo r Sp eed Con tro l inN o13and N o14Generating Sets of D agang Pow er P lan t天津大港发电厂(天津300272) 陈 飞摘 要:汽轮机调速汽门高幅摆动,使机前压力等参数随之波动,不仅使发电质量降低,而且影响机组的安全,减低设备寿命。
由于阀门调节回路是闭环控制,再加上其他控制信号,其中任何一个环节出现扰动,均能引发回路振荡,致使阀门摆动。
为此列出各种扰动诱因并进行分析,提出处理意见,以期从根本上消除显性或隐性的不安全因素。
关键词:调速汽门;摆动;抗干扰;重叠度中图分类号:T K26317文献标识码:B文章编号:100329171(2001)0320035203中国华北电力集团公司生计部[1998]1号文《重申热工监督工作中的若干规定》强调:“……各厂各级领导及相关专业人员应结合本厂实际情况,认真总结这次事故教训,吃一堑,长一智,……,主动,超前,深层次抓好热工监督工作……,从根本上扭转安全局面。
”根据此文件精神以及近年来涉及热工监督不力而造成的严重事故的深刻教训,特撰此文。
大港电厂3、4号机组的调速系统采用的是ESA CON TROL公司设计制造的模拟电液调节系统。
调速执行机构由AN SALDO公司提供。
从1991年底投产至今,两台机组调速汽门或大或小共有20多次摆动。
一般多发生在160～328MW 之间。
最严重的时候引发机前压力波动幅度加剧而导致汽包水位不稳定。
虽然对反馈等许多信号进行过长时间监视,但仍不能判定关键所在。
这是因为伺服阀调节回路是闭环的。
其中任何一个节点出现扰动,甚至一个偶然事件也会引发振荡。
所以现今只能罗列各种因素,逐一分析,逐一采取措施,破坏加剧振荡的基础,抑制触发振荡的诱因,尽量做到有备无患。
运行分析发电厂机组事故及异常运行处理总结
发电厂机组事故及异常运行处理总结一、机组甩负荷1、根据负荷下降程度，减少进煤量，必要时从上至下切除制粉系统。
燃烧不稳定时，应及时投油助燃，稳定燃烧。
2、当负荷迅速下降，汽压上升较快时，应立即打开对空排汽，放汽泄压。
若汽压超过安全门动作定值而安全门未动时，应手动打开安全门放汽；若安全门拒动锅炉超压时，应紧急停炉。
3、注意监视锅炉水位变化，防止水位波动造成缺水或满水。
抽汽压力不能满足小汽机，除氧器需要时，应检查确认其备用汽源切换正常。
必要时开启电泵供水。
4、注意调节轴封汽压力，凝汽器水位，除氧器水位，加热器水位。
检查机组各支持轴承，推力轴承金属温度，回油温度，轴向位移，胀差、汽压、汽温，振动等是否正常，倾听汽轮机内有否异声。
5、检查厂用电系统是否正常，如不正常立即倒为备用电源，采用切工作开关，备用开关自投方倒换，若自投不成，可抢送，但工作开关必须在分位。
6、过、再热汽温低时，锅炉及时解列减温器，打开过再疏水；汽机打开过，再主汽门前疏水。
根据现象和各表计的指示，分析查明原因，做好恢复准备，恢复时控制好升压、升温速度，防止超温。
二、高压厂用电中断1、如果备用电源自投成功，母线电压正常，及时检查有无掉闸设备，恢复因低电压掉闸的设备。
2、若备用电源自投不成功，机组未掉闸，锅炉未灭火时，应立即投油助燃，稳定燃烧，维持炉膛负压，降负荷运行。
若因失电造成锅炉灭火或全部给水泵掉闸，应紧急停炉。
按照停炉不停机处理。
3、如果失去全部电源，不破坏真空紧急停运机组，启动柴油发电机，送上保安电源，保证事故油泵、盘车等设备运行电源。
启动汽机直流润滑油泵，小机事故油泵，空侧直流密封油泵运行，注意各瓦温的温升变化情况，同时调小油氢差压且注意密封油箱油位上升情况，否则手动排油。
检查空预器运行情况，维持其转动状态(若主辅电机均不能投入运行，应进行手动盘车)。
4、如果备用电源自投装置拒绝动作，可立即手动，强送备用开关(切掉厂用同期装置非同期闭锁手把并确认工作开关断开)；强送后保护动作又掉闸，可认为母线故障或负荷故障，保护未动或拒动引起的越级跳闸，应将母线所有开关断开，摇测母线绝缘良好，恢复母线运行，若为母线故障，应立即消除故障，恢复运行或转检修，母线无问题逐一恢复负荷。
电厂生产事故汽机典型事例剖析
电厂生产事故汽机典型事例剖析案例19#3机TV1阀运行中突然关闭事故一、事故经过2004年8月8日，#3机组负荷301MW，主蒸汽压力16.7Mpa，汽轮机顺序阀控制，“机跟炉”投入，高压调门GV1、2、4、5、6全开，GV3开度为19% 。
21:05:15，发现负荷突然急剧下降到247MW，且继续快速下降，汽包水位、主蒸汽量、给水量也随之快速下降，主蒸汽压力则快速上涨，汽机值班员检查发现汽轮机左侧高压主汽门（TV1）关闭，反馈到0，高压调门GV1、2、4、5、6、3全开，“机跟炉”已自动解除，立即通知锅炉值班员快速减负荷。
21:05:40，锅炉值班员打掉#3A磨煤机，同时快速减少给煤量，同时紧盯锅炉给水画面，严密监视汽包水位，以及汽动给水泵出力情况；汽机值班员则密切监视主蒸汽压力上升情况，同时快速浏览EH油系统、汽轮机TSI监视画面，检查汽轮机轴向位移、振动、推力瓦温度、胀差等均正常，无大的变化，但#1、2瓦温度上升较快，由#1瓦温度由79℃上升至86℃，#2瓦温度由74℃上升至81℃。
电气值班员作好切换厂用电的准备。
21:05:51，机组负荷降至235MW，主汽门前压力由最高的18.3MPa （炉侧主蒸汽压力18.65MPa）开始回落，汽包水位最低达－170mm。
就地检查汽轮机左侧高压主汽门（TV1）在完全关闭位置，但其EH油系统无明显异常，保持汽轮机在“操作员自动”控制方式，使右侧高压调门GV2、4、6确保完全开启，继续滑降主汽压。
将#3机组情况汇报值长，联系热工检修人员处理。
21:24分，开启主蒸汽管道疏水、高压导汽管疏水手动门。
同时继续减负荷至184 MW。
#1瓦温度由最高的92.3℃、#2瓦温度由最高的83℃开始缓慢下降。
为防止汽轮机左侧高压主汽门（TV1）突然开启，造成汽包出现虚假水位，以及避免瞬间对汽轮机造成较大冲击，派人去就地关闭左侧高压调门GV1、3、5油动机进油门，将GV1、3、5强制关闭。
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“9.16”#3机组负荷突升事件调查报告
（大港电厂）
一、事件前工况：
按调度令，大港电厂3号机组于09月16日06时13分并网。
07时08分28秒，3号机组负荷61.3MW，主汽压力9.3MPa, 主、再热蒸汽温度475/465℃，总燃料量40t/h,总给水流量240t/h,3A磨运行，3A给水泵运行，主、再热蒸汽温度475/465℃，机组背压15.8kPa，DEH功率控制方式，各参数正常。
二、事件经过：
07时08分28秒，机组负荷61.3MW，#3号机组1-4号调门在单阀控制方式下快速全开。
07时08分58秒，负荷快速升至161MW，汽包水位由-50mm快速升至245mm，主汽压力快速下降，汽温开始下降，主值班员孙某负荷控制，在DEH系统负荷控制方式下点击降负荷操作按钮，监控负荷未见变化，判断DEH故障，调门失去控制。
为防止汽轮机进水，事件扩大，07时09分19秒运行值长王某命令主值班员手动打闸停机。
三、检查处理情况：
1、9月16日07时15分，热工人员首先对3号机组DEH系统主控制器（DPU11/111），交换机及通讯电缆及子卡件进行检查，未发现异常。
2、对DEH 24V电源模块进行测量，模块电压输出稳定，
未发现异常。
3、对调速汽门现场设备伺服阀、阀门反馈LVDT及机械机构和电缆进行检查，未发现异常。
4、调取DEH系统机组负荷指令、机组负荷、调速汽门指令、调速汽门开度历史曲线，发现机组负荷指令于07时08分02秒开始有加负荷指令，负荷指令在26秒内成线性不断增加，直到07时08分28秒，4个调速汽门（GV）全部开满，上升指令仍旧持续。
从07时08分02秒至07时09分20秒共78秒时间内鼠标输入指令始终在触发中（见附件趋势图），检查DEH操作员站鼠标，发现鼠标左键接点有粘连现象，10时30分，将原鼠标更换为新鼠标后进行多次试验正常。
初步判断：运行值班员孙某某在DEH系统操作员站操作涨负荷指令时，鼠标左键接点粘连，造成连续发增负荷指令。
附图1：负荷持续增指令、调门开满趋势图
附图2：SOE记录
附图3：报警记录。