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。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
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。