海勃湾发电厂事故预想.doc

海勃湾发电厂事故预想2005-02-20与汽机共同检查#4机漏氢检测#4机密封油系统差压阀氢气侧取样门锁母漏氢量无穷大。通知机检孙启德紧固后测漏氢正常2005-02-19检测#4发电机漏点:发电机底部充排CO2法兰11%;氢冷器回水法兰8%;排氢法兰11%;两个接线板7%;内冷水箱排空门11%;除湿装置5米法兰25%;除湿装置励侧10%;汽测出入口法兰分别为10%,6%.汇报值长,王主任,刘主任.通知机化检修人员紧固漏氢点螺母.2005-12-1 3机DCS发“动力1段绝缘故障”，#4机DCS发“动力11段绝缘故障”光字就地直流动力11段绝缘监察装置打印#14路“#3机热控盘11路电源”#15路“#4机热控盘11路电源”绝缘为0，测负极对地电压为0V，正极对地电压为232V，通知热工检修。原因为#4机危急遮遮断电磁阀电源接线掉。要求热工查直流动力I段接地原因。关于12月29日220KV II母失灵保护动作跳闸事故的通报 一、事故前机组运行情况2005年12月29日11时，220KVM设备有#2主变220 KV侧202开关、海达线252开关、海宝线254开关、海乌回256开关、220 KV母联212开关运行，#3启备200乙开关检修，标准运行方式，#4主变220 KV侧204开关11时41分并网，负荷20MW，各参数正常。二、事故经过2005年12月29日12时00分，#3启备200乙开关由检修转热备用，运行人员合200乙开关给#3#备变20乙B充电时，网控、集控事故喇叭响，212、202、204、252、254、256开关跳闸，220KVM失电。网控楼信号屏发“装置动作”“出口跳闸”光字，中央信号屏发“BP-2B（1）PT、CT”断线、“BP-2B装置异常”光字，252XL、254XL、256XL辅助保护屏跳A、跳B、跳C灯亮，BP-2B（1）装置“差动开放”、“失灵动作”、“失灵开放”、“失灵动作”、“TV断线”、“开入变位”氖灯亮。三单元#发变组故障录波器启动录波，#3启备变DCS画面报警出“第二组保护出口跳闸”、“非电量保护报警”、“启备变220KV断路器事故”光字。20乙B保护屏有“启备变第二组保护出口跳闸”、“失灵段时限启动”、“失灵段时限启动”信号。#2发变组： #2主变上220KV侧202开关跳闸，220KV II母电压为零，“母线及失灵”光字亮。#4发变组：4F-B保护屏“母线及失灵动作”氖灯亮，204开关跳闸。12：10，#4机204开关倒220KV母并网运行，12：35，220KV IIM恢复运行，#2主变202开关、252、254、256 线路先后分别恢复正常运行方式。电科院调试人员重新核定启备变失灵定值，将“主变动作接点”、“不一致接点投入”、“合闸位置投入”、“相电流投入”控制字分别由改为，并重新整定确认无误，19：55分#3启备变充电正常。 21.12月29日12时，三单元#3启备变检修结束，合200乙开关充电时，220KVM失灵保护出口，202、204、252、254、256、212开关跳闸，#4机跳闸，4F-B保护屏“母差动作”氖灯亮，电气拉开2042刀闸，合2041刀闸，12时11分同期合204开关，#4机组并网。12时35分合256开关给220KVM充电正常，12时40分合212开关，220KVM、M并列运行，12时45分合252开关给海达线送电正常，12时50分合254开关给海宝线送电正常。通过与电科院调试人员共同核实南瑞RCS-974A变压器非电量及辅助保护装置失灵逻辑，失灵电流元件启动后，应经变压器保护动作接点闭锁，但定值单中电科院调试人员在基建调试中，未将变压器动作接点控制字投入（投入时应为1，而定值中为0），造成失灵起动只有电流判据，而无闭锁条件，因而失灵保护动作出口，经300 ms跳212母联开关，500 ms跳220KVM 202开关、204开关、252开关、254开关、256开关、200乙开关。三、原因分析：1、通过调用#发变组故障录波器录波报告，#3启备变保护屏动作报告、252线路、254线路、256线路保护屏、BP-2B（1）保护动作报告，从#5发变组故障录波图中看出，#3启备变高压侧电流突变量值IA：1.78A、IB：2.61A、IC：3.81A，且持续时间700ms，满足失灵启动条件，通过与电科院调试人员共同核实南瑞RCS-974A变压器非电量及辅助保护装置失灵逻辑，失灵电流元件启动后，应经变压器保护动作接点闭锁，但定值单中电科院调试人员在基建调试中，未将变压器动作接点控制字投入（投入时应为，而定值中为），造成失灵起动只有电流判据，而无闭锁条件，因而失灵保护动作出口，经300 ms跳212母联开关，500 ms跳220KVM 202开关、204开关、252开关、254开关、256开关、200乙开关。2、电气检修专业未认真落实11.27事件防范措施，未按要求重新核对继电保护定值，因此未发现#3启备变失灵保护定值错误，造成相同原因的不安全事件重复发生，是本次事故的另一原因。四、暴露的问题电气检修继电保护日常维护及管理工作不到位，没有认真落实11.27事件的相关防范措施，未及时对保护定值进行核定。五、防范措施1、对#5、#6机组及三期新投保护的定值进行核对、检查，特别是保护控制字和软压板，并结合厂家保护说明书、逻辑图及现场实际运行情况进行核对，检查是否有类似#3启备变保护未下控制字定值或控制字不全的情况，请定值核算部门电科院重新下达定值，以避免再次发生类似事件。2、加强对新投保护的验收管理。3、加强继电保护日常维护及管理工作。4、加强班组人员技术培训，尽快掌握新技术、新设备。5、加大各项防范的督办力度，保证生产系统的指挥、执行、检查到位。关于1月10日4炉甲磨电机前轴瓦烧毁事件的通报 一、事件经过2006年1月10日下午班，16：00电气检修张永涛上票处理4炉甲磨电机轴承箱漏油缺陷，将电机前后轴承箱内的油放掉，17：40分电机检修完毕。17：50分锅炉零米值班员杜国平与张雨曦接班长令给4炉甲磨电机前后轴承加油，18：30分加油完毕，汇报司炉。19：00分启动4炉甲磨，19：25分零米值班员张雨曦发现4炉甲磨电机有糊味，就地捅跳，汇报值长。检修检查发现4炉甲磨电机前轴瓦烧损，进行换瓦处理，13日11：16分#4炉甲磨恢复运行。二、原因分析#4炉甲磨检修完毕，值班员给轴承箱内加油，因甲磨电机前轴承油面镜有污垢，油未加够，电机轴承内带油环带不上油，启磨后未及时进行检查，且集控室#4炉监盘人员也未能及时监视电机轴承温度，造成电机前轴承烧毁。关于1月 4日 #6炉着火停机事故的通报 一、事故前机组运行情况2006年1月4日0时，全厂总负荷900MW，#1、#2、#3、#4、#5、#6机组运行，#6机有功负荷270MW，#6炉双吸、双送、双一次风机、#2火检冷却风机、#1密封风机、1、2、3、5号磨煤机运行，各参数正常。二、事故经过2006年1月4日0时左右，#6炉因#2、#5磨频繁断煤，多次投中层1、2、4号油枪助燃。0：55分#6炉DCS画面发“冷却风机风压低”、“#4角煤粉火检故障”光字，#1火检冷却风机联动正常；司炉令助手去就地检查，助手发现#6炉13米有烟雾，且#4角一次风管处有明火，立即向司炉汇报；0时56分，事故喇叭响，#6炉MFT动作，首出“火检冷却风机风压低”#6炉灭火。值长令汽机快减负荷停机，电气倒厂用系统；0：57分，汽机降负荷到58MW，厂用电源由备用电源带；1：04#6机打闸，发电机解列。中调令其余机组负荷带至850MW，2：25分#6机转速降到54转/分，盘车投运正常。0：55分值长令锅炉人员尽快扑灭明火，并通知厂消防队，1：05分#4角明火扑灭，1：10分灭火工作结束。通过查看监视录像判断， #4角漏油时间19分钟，着火时间持续5分钟。三、原因分析：1、#6炉#4角中层蒸汽吹扫阀逆止门后法兰垫漏，将油漏到一次风管后着火，该法兰垫为高压石棉纸垫，不符合反措要求，且此法兰频繁受到油、蒸汽交互作用，冷热冲击，检修人员未及时进行复紧，造成该处发生泄漏。着火后，将火检冷却风机控制箱烧毁，造成冷却风压低，灭火保护动作，停机，是本次事故的主要原因。2、#6炉运行人员未及时发现#6炉燃油流量从5.5t/h增加到10t/h的参数变化，以致#4角漏油时间达19分钟，是本次事故的次要原因。四、暴露的问题：1、反措执行不到位，在油系统中使用不符和要求的石棉纸垫没有及时整改。2、运行中参数监视不到位，燃油流量从5.5t/h增加到10t/h没有及时发现。3、燃油泄漏的事故预想不全面4、#5、6机组部分电气空气开关存在拒动、误动隐患，此次事件中火检风机电源短路，设备自身空气开关未跳闸，越级到保安电源B段失电，A段备自投动作。5、三单元监视系统在试运结束后，处于无人管理状态，运行人员不熟悉该系统的操作，该系统的检修维护专业不明确。6、运行人员不熟悉三单元消防系统，且没有消防系统运行规程。五、防范措施：1、对#5、#6机炉油系统及全厂油系统进行全面检查，更换不符合要求的法兰垫。2、在#5、#6炉投油助燃时要每隔10分钟巡检一次油系统。3、作好三单元监视系统的培训工作，要求运行人员能够正确使用该系统，并明确规定维护工作由热工专业负责。4、电气检修全面检查低压空气开关及整定值，保证其可靠动作。5、运行部、检修部尽快完成三单元消防系统规程的编写，并组织培训工作，保证发生火灾后扑救及时。6、运行部、检修部对#5、6机组反事故措施执行情况进行全面检查，存在不符合项要及时整改。 值长令:20乙B由检修转运行操作 拆除20乙B高压侧地线一组(DY-DQ-64),拉开200乙7接地刀,合上200乙2刀闸,启动20乙B风冷装置,将650A,650B,660A,660B开关至运行位,12:00在合侧200乙开关时出启备变第二组保护出口跳闸启备变220KV断路器事故控制回路I,II电源消失光字200乙开关跳闸,立即汇报值长,王工在现场就地检查20乙B保护屏有失灵I,II时限启动信号,检查20B乙本体及开关刀闸各部正常,汇报值长,刘主任王工网控郝书丽告220KVII失电., 4F-B事故喇叭响，4F-B保护屏发母差动作氖灯亮#4解列，204开关跳闸，拉开4FMK电压为零,合4FMK开关起励升压至额定值投起停机保护压板 12:11同期合204开关.就地检查#4机MK室有灭磁开关分闸故障光字亮.不能复归,通知检修杨成新 13:40检修杨成新告无法处理,不影响跳闸.汇报值长.主任#2主变上220KV侧202开关跳闸，220KV II母电压为零，母线及失灵光字亮，#2机保护A柜分相操作器”跳闸位置m、m“氖灯亮，B柜母线失灵氖灯亮。复归202开关及保护装置。2005-11-28 8：333事故喇叭响，3F-B 203、MK、 635、636开关跳闸，6KVA、B快切装置动作，605、606开关合上，DCS画面“启动故障录波器”“过电压保护动作”“发电机程跳逆功率保护”光字亮 发变组保护A柜“保护跳闸1”、“保护跳闸2”、“跳A”、“跳B”、“跳C”“灭磁联跳”“程跳逆功率”“J10解列” 氖灯亮，汇报值长、主任10：193 #3炉点火，11：00#3机冲车 11：22值长令：合MK，点击AVR装置起励升定子电压至15.75KV，投3F-B同期装置电源，投起停机保护压板，11：24同期合203开关，拉开同期装置电源，退“起停机保护”压板2005-11-27事故喇叭响3F-B 203、635、636开关跳闸，6KVA、B快切装置动作，605、606开关合上，发变组保护C柜“母差保护动作”J10解列 ”、“保护跳闸1”、“保护跳闸2”、“跳A”、“跳B”、“跳C氖灯亮，#3机FMK跳闸（汽机打闸）、定子电压到零，DCS发“过电压”光字，辅助保护屏“热工”“断水”“灭磁联跳”“母差保护”光字，保护A柜有“热工保护”、“灭磁联跳”氖灯亮退3F“热工保护”压板，复归信号，投“起停机保护”18：48合3FMK开关，零起升压。18：50升至15.75KV。18：51同期合203开关正常，退出同期装置，“起停机保护”，投入“热工保护”压板。18：55负荷带至110MW。#1、2号机事故音响响，#2机发”A、B柜强励动作、6KVIIA、IIB段快切装置闭锁、6KVIIA、IIB段后备电源失电”光字；#1机B柜发“强励报警，201开关保护跳闸，220KV母差1动作、6KVIA、IB段快切装置闭锁、6KVIA、IB段后备电源失电”光字；检查201开关跳闸，将其复位，220KVIM电压为零、#1机保护C柜220KV母差1氖灯亮、1B C柜有跳A跳B跳C氖灯亮 2B B柜启动失灵氖灯亮。#2机励磁A、B柜强励氖灯亮,#1机B柜强励氖灯亮. 值长令：拉开2011刀闸复位信号，1F、2F、1B、2B参数均正常长告：事故报告故障首出为#1发变组201开关故障。事件描述 00:05 (4) 接收电检张野一种票05-11-094（在一单元保护小间对#1发变组保护C柜定值更改），退C柜所有保护，开工，0：25终结，交代定值已更改，已将主变动作接点由0改为1，可以投入运行，投入所退保护，汇报值长，主任。 00:45 (4) 网控合入2011刀闸,值长令合210中性点刀闸,同期合201开关正常.拉开210刀闸,五、预案启动有下列情况之一的，经公司重、特大生产安全事故指挥部负责人批准启动本预案：1、 系统稳定破坏，影响到我公司机组安全运行时；2、 电力设施大范围受损；3、 重大人员伤亡；4、 重大火灾；5、 地震、洪水、暴风雪等自然灾害发生时；6、 其它影响特别恶劣的生产安全事故；7、 其它生产安全事故（如：非典、周边环境影响、水源地供水、供电线路遭到破坏等）。海勃湾电力股份有限公司系统电压低、发电机和变压器跳闸保厂用预案蒙西网110KV、220KV电压偏低，各值班员要加强监视系统电压变化，220KV电压低于200KV时，立即汇报值长、地调、中调调整，同时要加强励磁系统的巡视工作，转子电流和电压不许超过额定值。发现设备过热情况应立即联系采取措施。若发电机及变压器故障跳闸，应按以下原则处理：1、 1（或#2）发电机故障跳闸解列时，若6KV段电压大幅降低，此时应立即用20B与21B环并，用20B有载调压按钮进行电压调整，将6KV段电压调至正常，保证厂用系统正常运行。查明发电机跳闸原因后，尽快并网，此时若正常运行机组的厂用电压也大幅度降低，应将机、炉不重要的6KV转机退出运行，以确保厂用系统电压正常运行，若仍无法维持厂用电压正常运行，应立即用20B环并6KVA、B段（或6KVA、B段）半段运行，同时用20B有载调压按钮进行电压调整，以维持厂用电压正常运行。以上故障跳闸机组并网后，应立即将20B转为原运行方式。2、 1（或#2）主变故障跳闸，21B（或22B）失电，20B应联动投入代6KV段（或段）运行，此时厂用系统电压若大幅降低应立即用20B的有载调压调整厂用系统电压正常，保证厂用系统正常运行。查明主变故障跳闸原因尽快恢复主变运行及发电机并网。3、 在一台机组跳闸后应立即加强监视其它运行机组的过负荷情况，当其定子电压低于额定值的95时，定子电流不得超过额定值的105，并应汇报值长，适当降低发电机有功，使定子电流不超过6470A，注意发电机声音，加强对发电机定子、转子、铁芯线圈温度的监视。4、 若上述事故情况下，110KV电压低，且难以维持，建议由值长联系地调对110KV系统电压进行调整，确保系统电压不致崩溃，保证厂用电压的正常。5、 发电机并网工作要迅速进行，由主值操作、班长和值长监护操作。尽量避免部分设备在低电压下运行而烧坏。6、 如果机组跳闸或主变跳闸，110KV或220KV母线失电时应按我厂“全厂停电后的处理方法”恢复厂用电，然后再恢复其它设备正常方式运行。注意：20B有载调压工作由二人进行，一人在屏前操作，一人在屏后准备随时拔掉有载调压操作保险，以防有载调压失控当发生220KV、110KV升压站全部失电1#4#机组跳闸，厂用电全失事故时，各级人员职责如下：值长应立即下令紧急停机，1#、2#机启动直流油泵安全停机，3#、4#机柴油机带保安段安全停机。同时要命令电气立即将220KV、110KV升压站除母联开关外的所有开关拉开，检查开关有无异常情况，特别是同期点的开关；同时积极向中调汇报我厂的实际情况、哪些设备良好，在备用状态，哪些设备不能恢复；联系中调调度员尽快给升压站充电。在机组安全停运后，命令机、电、炉立即将机组恢复到备用状态，做好启动准备，同时要求机炉控制好各项参数，做好汽轮机手动盘车，防止机组不能启动。当110KV系统先恢复，应立即恢复20B、30B运行，接带6KV厂用电，汇报中调，根据调令启动1#4#机组；若220KV系统先恢复，应立即恢复1#、2#主变220KV侧和21B、22B运行，启动1#、2#机组运行，用101、102开关带110KV系统，恢复30B运行，启动3#、4#机组运行。根据调令恢复110KV、220KV出线电气：当220KV、110KV升压站全部失电，1#4#机组跳闸，厂用电全失时，立即检查升压站内110KV、220KV系统和所有开关有无异常，将除母联开关外的所有开关拉开；检查6KV系统和所有小车开关有无异常，并将所有小车开关断开；检查380V系统和开关有无异常，并将所有开关或接触器断开（保安段除外）；检查直流系统运行是否正常，事故照明是否切换，没有切换的立即手动投入，若蓄电池带直流系统运行电压偏低，应尽量避免其他不必要的操作，保证直流油泵的安全运行；检查柴油机的运行情况，确保保安段运行可靠，使机组能安全停运；检查氢站系统运行正常。将所有系统、开关恢复到备用状态，当系统恢复供电后，要求机、炉启动设备时不要抢，先起给水泵，然后启动其他设备，启动时尽量差开，不要同时启动。三、汽机专业当1#4#机组跳闸，厂用电全失时，1#、2#机组立即启动直流油泵紧急停机，3#、4#机组用保安电源停机，停机时控制好高压缸差胀在规定范围内，控制好除氧器水位。机组安全停运后，1#、2#机做好手动连续盘车工作，1#4#机做好防止汽轮机进冷汽、冷水和大轴弯曲的安全措施；将系统恢复到备用状态，准备启动，1#、2#机组考虑用连排供轴封，3#、4#机组用主蒸气供轴封，机组启动正常后，将轴封供汽倒为正常方式。在机组的停、起操作中，一定要严格的执行规程，防止造成人身伤害、设备损坏或延误机组启动。四、锅炉专业当1#4#机组跳闸，厂用电全失时，锅炉灭火停炉，若安全门动作，立即强制回座，切断给水，迅速关闭主、再热蒸气减温水各门，防止汽温突降，锅炉安全停运后，立即将系统恢复到备用状态，待厂用电源恢复后，立即启动给水泵上水，上水时要根据汽包水位，若汽包水位过低，应请示总工，采取措施后进行上水。锅炉点火时一定要按规程规定进行吹扫，不得跨越，防止锅炉放炮。在锅炉的停、起操作中，一定要严格的执行规程，防止造成人身伤害、设备损坏。五、其他预防措施1、事故照明的切换一定要按规定进行，发现不切换或灯泡不亮，应及时处理，确保在事故时有充足的照明。2、运行人员上班时必须携带手电，亮度充足。3、集控室和各值班室要配置应急强光灯，并经常充电，保证亮度充足。4、认真执行柴油机的启动试验工作，确保柴油机良好备用。5、各种保护能正常投入，事故情况下能正确动作。6、加强技术培训，确保事故情况下运行人员能正确、迅速的处理事故。7、认真执行“两票三制”、杜绝误操作；发现设备缺陷及时联系处理，检修做好消缺工作，确保设备在良好的状态下运行或备用。8、认真监视系统运行情况，发现电压低或其他异常情况，立即汇报调度，进行调整或采取措施，确保系统运行稳定。9、现场通讯设备好用，直流备用电源良好，确保在事故情况下能正常使用。10月30日11时42分，#6炉#1空预器电机转动，但空预器不转，停止运行，有功降至170MW。23时30分申请中调同意，#6机停运消缺。31日4时20分，#6机组解列。检查发现#1空预器导向轴磨损严重，原因为在安装时空预器联接轴处胀套螺丝未紧到位。10月27日13时20分，检查发现#1炉甲侧屏过泄漏，申请中调同意，于14时40分开始滑停，17时35分#1机组解列。11月1日4时20分检修工作结束，#1炉点火，9时38分#1机组并网。调出屏过温度曲线分析认为，屏过超温现象频繁发生。构成二类障碍1起，责任锅炉运行专业10月25日16时15分，#3机DCS画面636开关状态异常，由红变绿且多次闪烁，636开关手操器发“跳闸”信号，就地636开关合闸良好 ，从DCS上复位跳闸信号，复归不了。热工检查发现开关位返继电器间隙中断，16时35分复归正常。19时01分，类似现象再次发生，26日2时20分检修人员对636开关控制回路进行检查，2时50分投入正常。10月25日14时38分，#3机事故喇叭响，主汽门关闭，汽机发“主汽门关闭”、“高排逆止门关闭”、“抽汽逆止门关闭”、“汽轮机跳闸”光字，发电机跳闸，电气光字发“程跳逆功率保护动作”、“热工保护动作”、“解列灭磁”，抗燃油压下降，最低至1.4Mpa，锅炉甲乙过热安全门、乙饱和安全门动作，主汽压力最高至16.6Mpa，全面检查未发现异常。14时41分汽机挂闸，冲车，14时49分定速，15时#3机并网，15时50分负荷带至200MW。检查后分析认为，事件的主要原因是汽机低压保安油压降低，导致隔膜阀动作，将高压抗燃油和保安油泄压，导致主汽门关闭，发电机跳闸，目前低压保安油压降低的原因尚未查清，现在低压遮断电磁阀两端并联一指示灯以监视其是否动作，并已制定#3机组跳闸的事故处理措施，保证机组的安全。机组跳闸构成一类障碍1起，责任待定10月24日4时40分，检查发现#3机主蒸汽供轴封疏水管焊口呲汽，机组降参数，6时开始滑停，7时15分#3机组解列。25日1时23分检修工作结束，#3炉点火，7时10分在转速升至1500转/分时，因#1瓦振动大，停止操作，10时17分再次冲车，10时42分定速，11时05分#3机并网。机组非计划检修，构成厂定一类障碍1起，责任机化检修专业。10月20日0时55分，#2机立盘发“直流段接地”光字，测正极电压为0，正极全电压接地，选接地点至#2机微机励磁调节器A、B柜公用电源。4时30分，检修人员将#1机备用柜直流输出电流表更换至#2机备用柜上进行调压，输出电流仍无指示，检查为直流输出分流器引出线松动，紧固后重新升压正常。5时15分，备用柜带负荷后，直流段接地消失。10月19日20时开始，#2机发“主汽门关闭”信号，退出#2机主机保护，之后频发“轴向位移大、自动主汽门关闭、低真空保护动作”等光字，判断为#2机ETS保护不可靠。20日1时50分、1时57分，#2机“甲凝出口门关闭”两次，均及时发现并开启。2时52分#2机真空降，发现#2机乙循入口门关闭，且无法复位、无法开启，抢开#2机甲循出口门，启甲循过程中，2时54分#2机真空降至-0.053pa，汽机打闸，并开启甲、乙凝器汽顶部放空气门，转速降至460转/分时，#2机挂闸，开启主汽门。3时06分 #2机组并网，3时27分负荷带至70MW，检查发现 #2机低压缸南侧安全门有轻微泄漏。21日23时20分，#2机滑压运行，解CCS，投功控，维持负荷70MW，更换#2机组#14站DPU。22日0时50分工作结束，#2机组恢复正常参数，投CCS，16时25分投#2机所有热工保护。23日5时20分，#2机发“DEH紧急手动”光字，CCS跳，复归光字后投入CCS，目前原因不清10月18日10时35分，#3机#2冷水泵有异音，启动#1冷水泵时，电气盘上发“发电机断水”光字，电气退出发电机断水保护，DCS画面发内冷水“进水压力低”信号，当时发电机冷却水流量为43t/h。10时40分，#3机发“断水保护动作”，#3机保护柜“断水保护”出口氖灯亮，就地检查定子进水压力正常，定子线圈、定子铁芯温度正常，退出“#3发电机断水保护压板40XB”，停#2冷水泵。11时12分，内冷水“进水压力低”信号消失，14时44分，更换#2冷水泵周轴承，17时45分投#3发电机断水保护压板。18时20分，相同现象再次发生。18时44分#2冷水泵检修结束，在打开入口门时，发冷水泵出口压力低信号，断水保护动作光字及氖灯亮，退断水保护。19时33分在试转#2冷水泵停泵关出口门时再次出现上述现象。20时38分，热工人员将#3机流量孔板后取样门全开后试转#3机#2冷水泵正常，20时45分投入#3机断水保护。热工人员在#3机组小修种检验流量差压开关未办理工作票也未通知运行人员构成二类障碍1起，责任热工检修专业10月4日10时22分，#6机负荷由300MW升到310MW过程中，发现排汽温度从38升高到42，真空有下降的趋势，立即调整，10时23分40秒#6机组跳闸，#6炉未灭火，DCS显示真空值-0.080Mpa,汽机发“凝汽器真空低跳闸”信号，真空急剧下降，#6机组跳闸时DCS画面发#6机#2循环泵跳闸，出口门未关，没有光字和报警音响，从DCS画面关#2循环泵出口门未动，安排值班员就地关闭，10时32分30秒#2循环泵出口门关闭，10时30分集控汽机值班员发现低压缸大气薄膜损坏，锅炉熄火。检查发现#6机低压缸东北侧、西南侧大气薄膜损坏，胶球收球滤网4个法兰垫损坏，地下大厅跑水，#6发电机漏氢。10月8日1时45分检修工作结束，#6炉点火，8时48分#6机定速，9时21分#6机并网。分析认为，该事件主要原因是DCS系统误发出口门全关脉冲，导致关门跳泵联锁动作，#2循环泵跳闸，又因其出口门关门电磁阀犯卡，无法关闭，导致#6机组循环水母管压力降低，汽机“低真空保护”动作跳机；同时因低旁逻辑设计不合理，导致低旁反复快开、快关5次，使低压缸真空变正，大气薄膜破损；处理过程中因抢合#3循环泵，导致胶球泵滤网法兰垫破损，地下大厅跑水。处理过程中又发现发电机过度环中分密封圈存在质量问题，材质变硬，导致发电机漏氢，延长了处理时间。构成厂定一类障碍，责任电建一公司、电科院；同时因抢合#3循环泵造成胶球泵滤网法兰垫打垫，构成二类障碍，责任汽机运行专业。退#4发变组保护柜A柜：失灵起动、起动失灵、跳母联，B柜：起动失灵、BP-2B解除复压闭锁，C柜：起动失灵、母差机失灵保护压板。（防止网控保护误动）15:30(1) 联系周渊处理#4机启励时间较短缺陷，将启励时间由2秒调整为4秒,试验正常12；20周渊交待：#4机励磁系统小修结束，励磁调节器并网接点“三取二”远方、就地传动正常，可以运行。手动打跳MK时，机构有问题无法打跳，通知检修，韦鹏飞12：30将其处理好。交待下午结票。汇报刘主任、王工。 11:00(5) 配合周渊传动励磁调节器并网接点“三取二”，查发变组保护投退与要求相符，分别合跳204开关三相，辅助接点切换正常，投入功率柜、调节器、合入MK，调节柜切换、增减励磁正常，启励时间较短，告下午联系热工调整。#4发电机气体置换，二氧化碳排氢气，氢站告二氧化碳含量95%；通知锅炉，空气排二氧化碳置换开始，22:50氢站告二氧化碳含量6%,维持机内压力0.022MPa并在H-2门加锁,H-1门杆断记缺值长令：#4机由氢气置换为空气状态，关闭#4机氢气湿度探头取样阀门，氢压由0.2175MPa排至0.01MPa，17：50充CO2置换排氢。开工刘宇二种票2005-11-469（#4炉等离子点火器#3控制柜开关和#3隔离变检查）11：10终结。交待：#4炉等离子4个角点火电源开关定植按过载388V，120S，过流保护1920A，0.4S，电流速断3200A整定，机联系:#4机#2顶轴油泵电机送电。送电后汽机DCS画面有“#2顶轴油泵控制回路断线”光字，电机状态正常，联系电检杨成新检查后告：DCS中#1、2顶轴油泵光字接反，通知汽机记缺.接收李根尚一种票2005-11-091（修配段#3屏进行机化检修楼电源接入）汇报值长、专业并经值长同意：停修配段前半段所有负荷。合入6116、503开关，拉开533、6209开关及533-1-2刀闸在修配段前半段母线上挂地线一组。值长令：修配段前半段恢复正常运行。拆除其地线一组，测母线绝缘合格，合533-1刀闸、6209、533开关，母线充电正常，拉开533开关，合533-2刀闸533开关。拉开503、6116开关。19：40恢复原方式运行值长令：#1主变由运行转检修。合入120/220，查110/210合好，拉开101、201开关，拉开其操作开关，拉开210、110，将901-10PT停电，停1B风冷电源，拉开1016、1011、2016、2011刀闸。合入10117、10167、101617、20117、20167、201617接地刀，在1B高、中、低压侧、9011刀闸变压器侧各挂地线一组（DY-JD-22、21、20、04)。值长令：#1高厂变21B退备，合601、602开关，拉开611、612、961开关，取下611、612开关操作、合闸保险，拉开961开关操作电源小开关，将611、612开关拉出间隔。取下961开关合闸保险，拉开961-1刀闸，停21B风冷。值长令：#2水源变56B停电操作开始，就地查56B电流到零，拉开6214开关退56B高压侧线路接地保护压板并将6214开关拉出间隔，并将929PT停电，合上6214间隔接地刀闸，接值长令，#1发电机失灵启动母差改投BP-2B型，退WMH-800型，配合保护做母差跳203开关试验，#2发电机退“母线及失灵保护压板11：30此试验结束，投入，#2发电机退“母线及失灵保护压板。正常。值长令：#1高备变20B由运行转检修，合1690刀闸、拉169开关、600-1-2刀闸，6KVI、II段互为暗备用，停20B风冷电源，拉开1690、1691、1692刀闸，合16917接地刀，挂2组地线#1主变1B由检修转运行拆除1F901-1出口刀闸主变侧地线一组拉开20117 20167 10117 10167拆除1B本体高压侧 中压侧 低压侧地线各一组测1B绝缘合格电动合上2011 2016 刀闸，合上201开关油泵电源小刀闸合上1011 1016刀闸，合上101开关油泵电源小刀闸合上1B中性点接地刀110 210启动1B风冷并将其转换开关切至试验位给上901-10PT一次保险 一次刀闸 二次保险合上201 101开关控制电源小开关给上1发变组同期装置保险点击201开关同期按纽点击“3TK”“ 试验允许”点击201开关“预合”“合闸”查201开关合好，1B充电良好退出3TK点击201同期“同期复位”“选线复位”点击101开关同期“2TK”“启动同期”查101开关合好点击101同期“同期复位”“选线复位”拉开210 110取下同期装置保险投入220KV母差跳201开关压板投入110KV母差跳101开关压板2005-11-10 9:40 (4) 1F并网后901开关DCS上不能复位至合闸后状态, 联系热工董利华处理#1机DCS画面901开关合闸按纽不能复位，告DCS开关反馈组态死机，现无法处理，不影响运行，待检修周渊检查,8:40应检修要求,将10PT停电,重新更换高压保险后投入10PT电压正常,汇报值长,主任,主任令今后PT停电后在保险上标注好该保险的名称,上保险时尽量上电阻一样大的.2005-10-31经值长、专业同意：停#1蓄电池组运行，集控直流I段由网控段带，拉开#1蓄电池组出口刀闸，退出#1浮充柜运行及电池巡检仪，开工樊海平二种票2005-10-448（#1蓄电池组巡检仪引线拆除）。17：35 值长令：#1蓄电池组恢复正常运行。启动#1浮充柜合其出口刀闸及蓄电池出口刀闸，拉开网控至集控直流I段联络刀闸，投绝缘检测装置。17：45直流I段运行正常。2005-10-20直流II段绝缘监测装置投入后故障，将其退出运行，电气检修赵占飞告早班处理，记缺。#2机真空低（汽机主保护都退），#2机真空下降，检查发现乙循环泵入口门自动关回，启动甲循环泵，真空降至0。053MPa，打闸停机。#2炉负荷70MW，压力9.23MPa其它参数正常，运行中压力突然下降，最低降至8.6MPa时负荷甩至0MW，甲乙过热安全门动作，压力最高10.8MPa水位最低-242/-296mm气温最低503/502度值长令，手动拉开902开关，将#2发电机解列，3：02，接值长令：#2发电机同期并网接收电检周渊二种票05-10-421在集控保护小间进行#2机励磁调节器A/B柜查找直流接地，汇报值长/王工在现场，值长令：投入#2机备用调节器，合其直流侧开关，进行手动升压，升压过程中备用柜直流输出无指示，电检周缘/赵占飞将#1机备用柜的直流输出电流表更换至#2机备用柜上进行调压输出电流仍无指示，经检查为直流输出分流器引出线松动，紧固后重新升压正常，备用柜带负荷后，未进行其他工作，检查直流II段接地消失。#3机DCS发整流柜1故障光字,就地检查#2整流柜无输出，脉冲阻断，重新启动无效，联系检修张野处理，检查后告脉冲板有问题，汇报值长，王工。检修周渊告#3机#2功率柜更换A-极可控硅及脉冲板工作结束,可以投入运行.合#3机#2功率柜交流侧刀闸、直流侧刀闸、功率柜24V电源、功率柜风机交流电源，05.10.19 4:35 #2机立盘光字牌发直流II段接地,测正极电压为0,正极全电压接地,汇报值长/王主任,选联系机炉选接地点,拉合6KVII段控制/合闸电源,直流事故照明/#2机、炉控制电源；选直流接地剩余回路为#2机励磁调节器电源/热工电源/#2机B、C柜保护电源/#2机控制电源/#2机MK电源,选至#2机励磁调节器电源时,进行将#2备用柜与调节器A/B柜并列,调节备用柜旋扭至5V左右,电流表计无指示,5：46，#2机902开关跳闸，#2机励磁调节器A/B柜，“强励报警/强励限制”及过压限制氖灯均亮，复归动作信号，给同期电源，将#2机同期并网，（5：56），汇报主任/值长。(#2炉负荷由70wm甩至0MW压力最高10.66MPa，甲乙过热安全门动作，温度最低507/500度水位最低-203/-153.5：55电气并网。6：06负荷加至70MW，投各自动及协调) #2机负荷到0，发电机跳闸，抽汽逆止门关闭，主汽压力高，DEH发“发电机解，后又发超速103动作”，转速最高3112，最低2690RPM，停三段，停高加汽侧，停一段溢汽，恢复低加电磁阀，退发电机故障保护#2机并网，投发电机内部故障保护，完成其它操作。负荷70MW，联系锅炉投CCS。2005-10-19#4机DCS报警拦发“调节器风机故障” 光子牌发“整流柜风机故障”定子电压降至15.2KV，220KV母线电压219KV。由备用电源带。风机工作备用电源都好。定子电压升至就地检查功率柜风机电源已倒15.4KV左右自动切为工作电源带。检修告：这主要时监视TV断线，无妨碍#3发电机发断水保护动作,#3机保护柜断水保护出口氖灯亮,检查就地定子进水压力正常,定子线圈/定子铁心温度均正常,值长令:将#3F断水保护压板40XB 退出,复归发电机断水信号，汇报主任.汽机告试转#3机#2冷水泵停泵时关出口门发此光字，复归信号2005年9月9日2:30，#5汽轮机转速为1000转/分，中速暖机；值长下令，开始5发电机并网前操作，电气运行投入5发变组保护及205开关控制电源后，开始按照操作票内容逐项操作升压站设备。2:42 合入205开关上220KV母2053刀闸2:45 在将205开关从“就地”切换至“远方”位置操作时操作人李林刚错误地操作了与远方/就地切换开关相邻的205就地分/合闸，导致205开关合入，电气#5发变组保护柜“误上电”、“失磁、段”、“定子反时限过负荷”、 “定子定时限过负荷”保护动作。5机汽机转速由1000r/min升至1300r/min，系统有轻微冲击. 4:00 汽机定速4:32 5发电机并网因一期水源地供水流量低，汇报值长，关闭一、二期水源地来水联络门。值长令：#1高备变20B由运行转检修，合1690刀闸、拉169开关、600-1-2刀闸，6KVI、II段互为暗备用，停20B风冷电源，拉开1690、1691、1692刀闸，合16917接地刀，挂2组地线。20B恢复热备用:拆除20B高低压侧接地线各一组(#15/16),拉开16917接地刀闸;拉开601/604开关。合1691/1690/600-1/600-2刀闸;合169开关给20B充电良好.拉开1690刀闸.联系检修退6KV快切装置后备电源失压软压板.23:20 值长令:#2F由运行转备用.退#2F热工/断水保护,降其有无功,23:23拉开902,降定子电压为0,拉开DZA/DZB/DZ1/DZ2/LMK/FMK,拉开902-1刀闸,取下902操作/合闸保险.23:35结束,主任监护. 值长令：#2F由备用转入运行。给上902开关操作保险，合入902-1刀闸，给上902开关合闸保险，合入FMK、LMK开关，合上微机励磁调节器柜公共控制开关K，合上微机励磁调解器A柜控制开关KA合上微机励磁调节器B柜控制开关KB，合上备用微机励磁调节器交流侧DZ开关，查发变组保护柜压板投退正确，给上同期装置保险。合上微机励磁调节器A B柜交直流侧开关DZ1 DZA/DZ2DZB，点击“增磁”升定子电压至额定点击902开关同期按纽，点击“1TK投入”联系汽机投入“同期方式”6：30同期将#2F并入电网，退出1TK，点击“同期复位” “选线复位”，复位902开关。投入断水保护，调节2F备用励磁调节器电位器至适当。6：40操作结束，汇报值长、刘主任监护。钢球变高压侧电源开关6123跳闸，就地检查“速断”保护出口。停电测量绝缘电阻值为：相间不通，对地B相5M，其余两相140M。应电检潘有柱要求，将钢球变电源侧6123开关拉至检修位，合上6123接地刀闸。潘检查告,跳闸原因为用电处烟囱倒塌将B相线砸断.值长令#2发电机解列，退“热工保护”压板，降#2F有功到零，无功2-3MVAR，拉开902开关（10：13），降#2F定子电压到零，拉开DZA、DZB、DZ1、DZ2、LMK、FMK开关，拉开902-1刀闸，退“断水”保护压板，王工监护值长令：2F由备用转运行，给上902开关合闸保险，合入902-1刀闸，投入励磁调节A、B柜，合入FMK、LMK、DZ1、DZ2、DZA、DZB给上902开关操作保险，升2F定子电压至额定，13：25，2F同期并网，投断水、热工保护，刘主任监护。系统振荡#1、#2机有功负荷均在90MW-102MW之间摆动、无功负荷摆动不大、电流在5800A-6300A摆动，周波、电压变化不大，无功负荷均由41MVar增至60MVar，机解协调。（机跟炉是看炉的压力，炉跟机是看机的调门，负荷） #3、#4机有功负荷均在185MW-220MW、无功负荷均在65Mvar-73MVar之间摆动、电流在7800A-8900A摆动，周波、电压变化不大，机解协调。汇报。系统再次震荡，幅度不大。20：20值长告震荡原应为华东网与华北网解网引起。检查发现:1#机DCS画面显示发电机PT电压为15.3KV,检查10PT正常,变送器屏无异常,通知电气检修赵占飞处理,记缺.汇报值长.赵建军检查1F-10PT电压高，15：00：应检修要求，值长同意，退出10PT运行，测一次保险C相差偏相电阻较其它两相大，将其更换基本一致，恢复10PT后，电压正常。汇报值长。刘主任现场监护。 2005.08.223、4FB操作员站警铃响，发“发变组保护屏TV断线”光字，220KV母线电压分别降至68.9 KV和69.1KV，3、4F-B保护屏A柜“TV断线”氖灯亮，检查为219PT C相电压降低，通知网控，汇报值长，9：22恢复正常，复归光字 2005.08.13、4机均发“失灵保护动作”光字，3机B相电流10559A，BC相电压14.07V。3、4机保护柜“失灵保护1”氖灯亮。 2005.08.023、4FB操作员站警铃响，发“发变组保护屏TV断线”光字，220KV母线电压分别降至136.9 KV和136.1KV，3、4F-B保护屏A柜“TV断线”氖灯亮，检查为219PT C相电压降低，通知网控，汇报值长，13:48恢复正常，复归光字 2005.08.#4. 机DCS发1整流柜故障,就地检查#3功率柜电流为零,显示脉冲阻断继电器动作重新启动后正常. 2005.07系统冲击，#4机警铃响，DCS“失灵保护”光字牌亮，#4机保护A柜“失灵保护”氖灯亮，汇报值长，值长告251线路冲击。 2005.07#3机DCS发直流控制I段故障检查为正极接地,正极对地电压66V,选择为6KVIIIA,6KVIIIB段控制,汇报值长,3:14光字消失,测电压正常, 2005.07#4机DCS发主变冷却器故障光字,检查4B各冷却器运行正常,切换各冷却器发现停止#4冷却器时光字消失,联系检修检查为油流继电器处有一接线虚接引起,3:40处理好,汇报值长. 2005.07炉告：4炉膛入口压力低，甲乙排跳闸，#4炉灭火，配合机炉减负荷有功由185MW降至45MW，无功26MAR，手动切换647 607 648 608开关正常，就地检查甲乙排无保护出口，汇报值长 主任 告炉。 2005.05警铃响，#4机D