火力发电厂电气事故案例大全

电气事故

鸭溪电厂做50%甩负荷试验违章指挥造成#2 高压厂变严重损坏（2005年）［序］2005年6月11日9时42分#2机组在做50%甩负荷试验过程中造成#2高压厂变损坏, 给整个试运及机组移交后的安全运行带来了严重的影响,为吸取经验教训, 落实责任, 督促各部门认真执行和落实防范措施,特通报如下:

【事故经过】

2005年6月11日9时30分#2机组首次带负荷至150MW，准备做甩50%负荷试验，试验前由于考虑到甩负荷应接近运行的实际工况，厂用电未按试验方案倒至备用电源运行。9 时39 分中试所试运指挥钟晶亮下令做甩50%负荷试验，运行值长向海扬接令并向中调申请同意后下令给电气运行副操王飞手动按下5022、5023 开关跳闸按钮，同时锅炉手动停运B球磨机及D1、D4火嘴，机组甩负荷后带厂用电运行，汽轮机转速最高飞升至3061r/min ，转速

下降后在2748~2870 r/min 之间波动，汽包水位随之大幅度波动（最高+160mm，最低-

241mm），开大电动给水泵勺管开度至90%。9 时42 分钟，晶亮下令用并切方式切换厂用电，电厂参加试运人员及时向其提出不能采用并切方式，但其继续下达了并切厂用电的命令，运行值长向海扬接令后又向电气运行副操王飞下达了并切厂用电的命令，王飞用并切半自动首先切换6kVⅡA段厂用电源,在备用电源开关6202合上后拉开工作电源开关6201时, #2发变组故障跳机, 6kV Ⅱ B段保护启动切换成功, 检查高厂变复压过流，高厂变轻、重瓦斯，高厂变差动保护动作,#2 高压厂变呼吸器处喷油。

事后对#2高压厂变吊盖解体检查发现低压侧A分支：A相线圈扭曲；B相线圈上部有两处匝间短路；C相线圈下部有多匝线圈烧熔、铁芯9处损伤、10片局部烧熔。【事故原因】1．发电机甩负荷后转速不能维持3000 r/min 在2748～2870 r/min 之间波动是因为发电机带有厂用负荷，中缸排汽压力超过动作定值，造成OPC频繁动作所至。

2．#2高压厂变损坏的主要原因是发电机甩负荷后与鸭电线220 kV 系统已成为两个独

立的系统，由于错误地采用了并切厂用电的方式造成非同期合环，导致发电机振荡，在远大于高压厂变额定电流的振荡冲击电流长达10 秒钟的交变冲击作用下引起。（后从发电机录波数据中查核为1700A～8000A）。

【暴露的问题】

1．对汽轮机的热工保护不熟悉，未深入研究分析带厂用电甩负荷可能出现的问题，从

而未制定相应的措施

2．对错误的调度命令不认真分析核对，不动脑筋，盲目执行，层层把关不严。

3．培训工作、现场监护、监督工作不到位，未达到应有的效果。

【事故责任及考核】

此次事故的主要原因虽然是中试所下错了调度命令负主要责任，但参与试验的运行单位盲目的执行错误的调度命令也有不可推卸的责任：

1．当值值长向海扬作为调度指挥，对中试所下达的命令不把关，不加分析思索，盲目执行错误的调度命令负该次事故的主任责任，考核2000 元。

2．当值电气副操王飞作为具体执行人，对值长下达的命令也不把关，未提出异议，负此次事故的次要责任，考核1000 元。

3．生产运行部是该次事故的主要责任部门，对培训、现场监护把关不严，考核3000 元。

4．运行部主任、副主任、电气专责负管理责任考核生产运行部安全第一责任人李永红

800 元；考核生产运行部副主任李东林、王世海、王进、饶家洪、电气专职犹中常各1000 元。

5．试运值班副总刘谢对现场把关不力，考核500 元。对分管运行的生产副厂长刘华考核300 元。

【采取的防范措施】

1．加强技术培训，提高技术业务水平，特别是值长作为现场安全第一责任人更应该加强自身的学习。

2．严格遵守调度程序，保持清醒的头脑，凡事均要思考，做到层层把关，对调度命令要认真核对，不能盲目执行。

3．切换厂用电尽量不采用并切方式，如确需采用并切时应将系统运行方式核对清楚，并得到有关领导批准。

4．做甩负荷试验时应将厂用电倒至可靠的备用电源供电。

鸭溪电厂#1 机由于人为和设备原因跳闸后事故扩大使#2 机跳闸（2005年）［序］2005年6月25 日15 时36分正值#2 机组168小时试运结束，由于人为及设备

原因造成#1 机组跳闸，在处理过程中又因对公用系统的监视不力将事故扩大，导致#2 机组相继跳闸，造成了极坏的影响。

事故经过】

6月25日500kV荷鸭Ⅱ回线路做电气预试及保护定检工作，5012开关处于断开位置；因

#2高压厂变检修，#1启备变带6kVⅡA、ⅡB段运行，#1高压厂变带6kVⅠA、ⅠB段运行，

6kVⅠA 段快切投入，6kVⅠB 段快切退出（注：未投原因应该是由于启/ 备变已带#2 机组的厂用电，考虑到启/备变容量不足，才退出6kV IB段快切的，快切装置没有问题）；A、B、C 空压机运行，B工业水泵运行，#1机有功出力248MW，#2 机有功出力300MW。

1．#1 机组事故经过：15:36 集控室事故音响及“旁路保护动作”硬光字牌发出，#1机组负荷甩到0，检查低旁全开，高旁未动作，交流油泵跳闸，值班员立即启动直流油泵运行，负荷瞬间升至107 MW后，又甩到0；同时锅炉水位急剧下降至-265mm，立即抢合电动给水泵；15:38 ，MFT发出，首出为汽包水位低三值，汽机跳闸，发变组跳闸，6kVⅠA 段快切成功，

6kVⅠ B段失压，6104开关无合闸允许；锅炉、汽机PCⅠB段、保安PCⅠB段失压；锅炉、汽机保安MCCⅠB段失压；锅炉、汽机0米MCCⅠB段失压；锅炉热控配电盘失压；柴油发电机未联启，盘上手合不成功，在就地启动也未能启起（注：据了解，当时柴油机是启动后跳闸的，主要原因是柴油机房设计不合理，进风量不足，带不起负荷引起）；立即手动拉开锅炉变、汽机变高压侧开关6139、6140，锅炉PCⅠ B段、汽机PCⅠB 段、保安PCⅠB 段联动正常；手动合上保安PCⅠB段工作电源开关4913 成功，保安PCⅠB段电压恢复；手动恢复热控配电盘电源；检查电动给水泵已跳闸，且无合闸允许，热工强制启动条件后启动电动给水泵向锅炉进水；A、B仪用空压机跳闸；B1 空预器变频器跳闸，B2空预器变频器联启正常，B循环水泵及引风机电流到0；B汽动给水泵组及送风机跳闸；减温水电动门未联关，其余设备联动正常，6104 开关由维护短接点后合闸成功；汽机手动关闭高、低压旁路，保安PCⅠB段电压恢复后启动主机交流油泵运行，1200r/min 时启动A顶轴油泵。6kVⅠB段电压恢复后，启动 B 侧引、送风机运行，吹扫点火，燃油进油快关阀不能开起，发现仪用压缩空气压力只有MPa，空压机全停，立即就地启动四台空压机运行，仪用压缩空气压力MPa

后点火，未点燃，手动MFT，再次吹扫后，投入四支油枪运行，因盘车投不上，锅炉熄火,

充分吹扫后保温保压。16：10，汽机转速到0，多次投运盘车未投上，手动盘车盘不动（注：

据了解，原因是盘车动力电源未送），立即再启动 B 顶轴油泵，停运真空泵，闷缸，开启真空破坏门，真空到0，停运轴封汽，16：20，大机直流油泵跳闸，查为就地空开跳闸，合上空开后启动正常；16：35，手动盘车180 度，16：40，电动盘车投运正常，盘车电流，大轴晃动60μm；18:30 重新点火，20:01 冲转，主蒸汽压力，主/ 再热蒸汽温度515℃/510 ℃，缸温460℃；20:15 冲转至全速、并网、逐渐加负荷

2．#2 机组事故经过：16：03，#2机真空由KPa 下降至，排汽温度由46℃上升至50℃；

检查循环水压力，轴封母管压力；检查发现 A 真空泵入口蝶阀状态变为“蓝色” ，立即手动启动 B 真空泵，但入口蝶阀未开启，立即令人就地检查。真空继续下降至，排汽温度51℃，

解除低真空跳机保护。手动将负荷由292MW降至240MW，主汽压力上升至。锅炉投油枪助燃，但燃油阀不能开启，立即解除引风自动调整负压。主汽压力，急停 B 磨，收风。汽机真空-71KPa，排汽温度52℃，汽机继续降负荷至180MW，主汽压力上升至，高旁动作，低旁未动作（低真空闭锁）。过热器安全门动作，真空维持在-71KPa 左右，未见波动。锅炉继续停运C 磨，调整负压, 负压在-680Pa～300Pa之间波动，炉膛火焰工业电视火焰正常，投油枪，但电磁阀还是开不出来，11:08 A 真空泵跳闸，紧接着 B 真空泵跳闸，真空继续下降，就地抢合A真空泵，入口蝶阀未全开（保持在跳闸前状态），真空最低降至-69KPa，排气温度最高至

60 ℃。汽机继续降负荷，最低至60MW。此时锅炉工业电视火焰闪动，炉膛负压-300Pa ～

400Pa波动，氧量%，工业电视无火，16:12 手动MFT，汽机跳闸，发变组跳闸。16时14分重新点火，16 时30 分并网带负荷。

【事故原因】

1. #1 机汽机DEH并网、脱网信号依据5011、5012开关的位置信号来判断，5011开关位置信号先送至升压站5012 开关端子箱与5012开关位置信号并接后（x3:60\x3:64 ）再送至集控DEH屏。由于x3:60\x3:64 这两个端子紧固螺丝在安装时未紧固，维护人员在整理该端子箱内接线时，造成该端子松脱，DEH脱网信号误发，汽机OPC动作，调门关闭，发电机甩负荷，主汽压力升高，汽泵工作失常，电泵抢合后因开勺管幅度过大引起“过流Ⅱ段动作” 跳闸，造成汽包水位急剧下降至低三值MFT动作，机组跳闸。

2．#1 机组跳闸后6kVⅠB段因快切未投失压，#1公用变、#1 供水变相应失压，A、B空压机跳闸，C空压机也因B工业水泵失压工业水压力低跳闸（注：据了解，工业水泵有三台，但在DCS中联锁逻辑不正确），压缩空气压力下降造成#2 机真空泵进口气控蝶阀工作失常下

滑关闭了部份，引起汽轮机真空下降，锅炉在压负荷过程中因油枪控制气源压力过低而不能正常投用造成燃烧不稳，手动MFT。

【暴露的问题】

1．工作人员对保护、控制回路不熟悉，安全意识不强，工作前未按规定认真查阅图纸及进行危险点分析，未采取相应的安全措施。

2．运行人员对公用系统未引起高度重视，在特殊运行方式下未将公用系统的运行方式具体细化和作好相应的事故预想，对工业水泵保护、联锁的实施不落实、不督促，事故情况下又疏忽

了对运行状况的检查。

3．运行人员对盘车的投运操作及真空泵的控制原理不清楚、不熟悉，对一直存在的投运盘车困难的问题未制定相应的措施。

4．DEH并、脱网信号设计不合理，误动机率大。端子未紧固同时也反应了工程质检未到位。

【事故责任及考核】

1．#1 机组跳闸的主要原因虽然是保护回路端子未紧固引起，但维护工作人员在工作前未认真分析危险点和采取必要的安全措施是导致机组跳闸的直接原因，因此该项工作的工作负责人徐杰应负主要责任，工作班成员何文旭负次要责任，班长赵辉安排工作不周、交待不仔细也应负相应的责任，胡正发、何祖民、王翔应负管理责任。考核维护部2000 元；考核徐杰1000元、何文旭800 元、赵辉500 元、胡正发300 元、何祖民200元、王翔200 元。

2．生产运行部对公用系统辅机联锁的投运不落实、不督促及在#1 机组跳闸的情况下又疏忽了对公用系统的监视造成事故扩大，对#2 机组的跳闸负主要责任；生技部对公用系统辅机联锁的投运落实不力也应负管理责任。

考核生产运行部2000元，生技部1000 元。

【采取的防范措施】

1．在保护、控制回路上工作应严格执行安全措施票，认真分析危险点，做好事前预控工作。

2．对重要的端子进行标示、挂牌。将#1~4 机并、脱网回路进行更改。

3．加大技术培训力度，提高操作熟练程度，切实确保安全。

4、对公用系统等运行方式上存在的薄弱环节进行详细的检查调整，及时认真落实各辅机的联锁保护功能；

5、取消6kV 工作分支复合电压过流闭锁备用开关合闸逻辑；

6、增加一路空压机冷却水源，在集控增加“空压机全停”报警硬光字牌；

7、对真空泵控制回路及入口气控蝶阀进行改造；

8、对此次事故中暴露出来的其它问题及时落实整改。

6kv 断路器绝缘件湿污闪引起三相短路（1990 年）

【事故经过】

1990年2月16日1时13分，上海某电厂厂用高压变压器3B在运行中突然爆炸起火， 3 号机发电机一变压器组大差动，厂用高压器3B 重瓦斯等动作，机组解列，同时6kv3B 段备用进线断路器过流和后加速动作，查出故障点为6kv3B 段备用断路器下桩头三相因湿污闪对环氧拉杆沿面放电，引起厂用高压变压器3B 爆炸，运行人员迅速排除故障，在事故发生31H后使 3 号机组恢复运行。

【事故损失】

少发电量万，直接经济损失19 万多元，3号机停运21H。

【事故原因】

1. 厂用高压变压器3B 爆炸原因为动稳定设计标准偏低，制造厂按一般配电变压器设计，短路阻抗也偏小（%），不能承受实际短路电流冲击而引起爆炸。

段备用断路器下桩头三相短路原因：该小车开关为北方某开关厂制造。所用的小车环氧拉杆经中度所分析，表面漆膜易脱落，内部材料易吸潮，工艺粗糙，表面易积尘，受潮后发生沿面放电，引起短路故障。

【事故对策】

1. 厂用高压变压器由制造厂重新设计制造。

小车开关污闪所措：环氧拉杆母线支持瓷瓶绝缘涂复市郊硅脂，通知制造厂改进绝缘件材料（开关厂已提出新的改进措施），电厂准备在大修中逐步更换。

3. 进开关室通风，防止外界潮湿空气侵入，研究隔离措施和微正压防潮方案。

黔北#1 机组开机过程中出现机端过电压分析（2004 年）

【事故经过】

2004年2月9日12时40分，黔北#1机组冷态开机过程中，当运行人员远方发开机令，（灭磁开关FMK已合闸）励磁调节器起励建压，机端电压上升到电压给定90%U，n 集控CRT 报“A 套调节器PT断线”信号，运行、维护人员赶到#1发电机出口PT端子箱处检查，发现励磁专用PT C相电压为0，A、B相相电压为57V，于是到#1发电机出口PT处检查，发现励磁专用PT（2YH）C相梭槽接触不良，同时发现励磁仪用PT相在冒火花，此时、集控CRT画面上机端电压突然上升到25kV，随即运行人员手动跳开灭磁开关，机端电压下降为0。【检查分析】

在#1发电机机端电压建压以前，维护人员检查#1 励磁调节器初始状态正常。开机过程中，出现A套PT断线的原因是励磁专用PT（2YH）C相梭槽接触不良所至，SAVR2000调节器判断PT断线的原理是比较励磁专用PT和仪用PT之间的压差，当A套PT断线后，主机自动切换到B套调节器运行，而此时B套仪用PT C相发生断线。此时B套调节器不能判断自身PT 断线，（压差为0 ），但调节器判断机端低电压，实际机端电压存在，调节器判断测量值低于给定值，进行调节，使测量值等于给定值，导致机端电压上升。调节器报警窗“ A 套PT断线”及6 相脉冲中断信号发出。从上分析来看，调节器装置本身没有问题。是发电机出口PT处励磁专用PT C相断线后，接着励磁仪用PT C相又发生断线，从而引起发电机机端过电压的发生。调节器故障录波图附后。

【暴露的问题及反措】

1. 梭槽接触不良导致了PT断线，说明开机前检查工作没有做到位。以前曾发生PT梭槽接触不良问题，但还未引起检修、运行的注意，今后应加强开机前的各项检查工作；

2. 发生PT 断线后措施和处理程序不当。发现问题应迅速形成统一解决方案后，妥善予以解决。

3. 将#1～#4 发电机出口PT 梭槽连接方式改造为插把连接，消除接触不良隐患。

4. 在发电机出口PT柜上标明每一组PT的作用，便于区分和查找、消缺。

5. 每一次故障和异常发生后，即时记录故障信号和录波波形，便于故障分析。

6. 机组并网后检查发变组、励磁、快切装置等的工况是否正常。

黔北发电厂#1机Ⅰ B段厂用电中断使#1 机跳闸

【事故经过】

3月28日7时47分，黔北发电厂#1机Ⅰ B段厂用电中断，随后发生#1机组跳闸，在跳机后，6KVⅠB备用段开关自动恢复。

【检查分析】

事故后，根据提取DCS的SOE 、6KV 监控系统的SOE、6KV ⅠB 厂用电快切装置的动

作报告进行了一下综合分析。当时6KVⅠB 段工作电源开关和备用电源开关的运行方式为：

6KVⅠB 段工作电源开关在热备用状态，而6KVⅠB段有备用电源开关带负荷运行，从DCS的SOE记录分析，6KVⅠ B段工作电源开关有合闸纪录，并且在41ms后6KVⅠB段工作电源开关又跳开，100ms后，6KVⅠB 段备用电源开关跳闸；但从6KV监控系统的SOE记录分析，

6KV ⅠB段工作电源开关并未经过合闸、跳闸，只有6KVⅠB段备用电源开关在7 点47 分4 秒