(完整word版)电气事故案例分析(20100611)

1、电气事故案例分析题2二十、定冷水冷却器漏泄，定子接地保护动作停机27四、五、六、七、八、九、十、十二、十三、十四、十五、六、运行人员擅自传动发变组保护装置，造成机组跳闸擅自解除闭锁 带电合接地刀闸 .安全措施不全 电除尘内触电 .带负荷推开关 .野蛮操作开关，导致三相短路小动物进入电气间隔，造成机组跳闸PT保险熔断造成机组跳闸励磁整流柜滤网堵塞，造成机组跳闸励磁变温度保护误动，造成机组跳闸6KV电机避雷器烧损，发变组跳闸MCO电源切换，机组跳闸励磁机过负荷反时限保护动作停机220千伏A相接地造成差动保护动作停机查找直流接地，造成机组跳闸查找直流接地，造成机组跳闸检修工作不当，造成机组跳闸由于人

2、员工作不当，229出线与220kV下母线距离过近放电，引起保护动作。十七、主变差动保护误动 .十八、主变冷却器全停使母线开关跳闸十九、试验柴油发电机造成机组停运101112131415171819212323242526电气事故案例分析题运行人员擅自传动发变组保护装置，造成机组跳闸事件经过1月8日某厂，#3发电机有功85MW/运行人员XX一人到#3发-变组保护屏处学习、了解设备，进入#3发-变组保护A柜WFB-802模件，当查看“选项”画面时，选择了“报告”， 报告内容为空白，又选择了“传动”项，想查看传动报告，按“确认”键后，出现“输入密码” 画面，再次“确认”后进入保护传动画面，随后选择了

3、“发 -变组差动”选项欲查看其内容，按确认”键， #3发-变组“差动保护”动作出口，#3发-变组 103开关、励磁开关、 3500开关、3600开关掉闸，3kV5段、6段备用电源自投正确、水压逆止门、OPC保护动作维持汽机 3000 转 / 分、炉安全门动作。原因分析：1.2.在机组正常运行中，运行人员在查看3号发-变组微机保护A柜“保护传动”功能时，越权操作，造成发 -变组差动保护出口动作。是事故的主要原因。继电保护装置密码设置为空，存在人员误动的隐患。是事故的次要原因。3.运行人员无票作业，且未执行操作监护制度。暴露问题：1、违反集团公司两票管理工作规定，无票作业。2、3、运行人员安全意识

4、不牢固，盲目越权操作。4、运行人员技术水平不高，对操作风险无意识。集团公司 防止二次系统人员三误工作规定 执行不到位， 继电保护密码管理存在漏洞。采取措施：1、加强对运行人员的技术培训，并吸取此次事故的教训。2、认真对照集团公司防止二次系统人员三误工作规定进行落实、整改， 进一步完3、善制度。加强“两票”管理，各单位要严格执行集团公司两票管理工作规定，严禁无票作业。4、发电部加强对运行人员安全教育和遵章守纪教育及技术培训，并认真吸取此次事故的教训，不要越限操作。5、 继电保护人员普查所有保护设备， 凡有密码功能的一律将空码默认形式改为数字密码。完善警告标志，吸取教训。完善管理制度，加强设备管理

5、。擅自解除闭锁带电合接地刀闸事件经过12 月 10 日 15 时 18 分，某发电厂 112-4 刀闸消缺工作应该在 112 开关检修工作 结束（工作票全部终结） ，并将 112 系统内地线全部拆除后， 重新办理工作票。 在 112-4 刀 闸准备做合拉试验中， 运行操作人员不认真核对设备名称、 编号和位置， 在执行拉开 112-2-7接地刀闸的操作中，错误走到了与 112-2-7 接地刀闸在同一架构上的 112-7 接地刀闸位 置，将在分闸位置的 112-7 接地刀闸错误的合入， 造成带电合接地刀闸的恶性误操作事故。1、2、原因分析： 操作中，监护人、操作人走错间隔，不认真核对设备的名称、编

6、号和位置，是事故发生的直接原因。未严格使用操作票， 并执行操作监护制度。 操作人执行拉开接地刀闸操作时变成了合闸操作，监护人未能及时发现错误，以致铸成大错。3、未经总工批准，擅自解除五防闭锁装置。4、1、安全生产疏于管理，导致出现习惯性违章。2、两票三制的执行不严格。3、操作监护制流于形式，监护人未起到监护的作用。违反 25 项反措中防止电气误操作事故的相关规定。暴露问题：4、1、严格执行两票三制，杜绝无票作用。2、加强安全生产管理，落实安全生产责任制，杜绝习惯性违章。3、加强对 25 项反措中防止电气误操作事故的相关规定学习和理解。4、值班负责人在工作安排时要交代清运行方式此项工作的安全注意

7、事项。5、严格执行电气防误闭锁管理制度。6、加强职工的安全教育和业务技能的学习。7、加强运行倒闸危险点分析与预控管理工作，危险点的分析要具体、 有针对性， 防范电磁锁及其解锁钥匙的管理不完善， 存在漏洞。 按照规定， 电磁锁解锁操作需经总工批准。采取措施措施要具有可操作性。安全措施不全 电除尘内触电事故经过5 月 31 日 2 时 30 分，某电厂电除尘运行人员发现： 3 号炉三电场二次电压降至零，四#3 炉三电场阻尼个电场的电除尘器当一个电场退出运行时， 除尘效率受到一定影响。 由于在夜间， 便安排一 名夜间检修值班人员处理该缺陷。在检修人员进入电除尘器绝缘子室处理 电阻故障时，由于仅将三电

8、场停电，造成了检修人员触电，经抢救无效死亡。原因分析1.夜间抢修，检修人员无票作业。2.运行人员停电操作存在严重的随意性， 且仅将故障的 3 电场停电，安全措施不全面。3.检修人员违反 电业安全工作规程 的规定， 在没有监护的情况下单人在带电场所作业，且安全措施不全，造成触电。4.运行班长在检修人员触电后， 应急处理和救援不当。 不是立即对所有电场停电救人，而是打电话逐级汇报，延误了抢救时间。暴露问题1.安全生产疏于管理，导致出现习惯性违章，无票作业。2.工作监护制度执行不到位。3.作业前危险点分析不到位。采取措施1、严格执行两票三制，杜绝无票作业。2、加强安全生产管理，落实安全生产责任制，杜

9、绝习惯性违章。3、对工作场所存在可能发生的触电危险情况，事前开展危险点分析。4、对职工加强应急处理和救援的教育。 事故发生后， 应立即采取措施救人， 再向上级汇报。四、带负荷推开关事故经过8 月 19日，某 厂维修电气专业厂用班人员根据工作安排检查沙 C2 号空压机一启动就跳闸缺陷。16 时 50 分和 19 时 40 分，运行人员先后两次应电修人员要求，在空压机房就地试启动2 号空压机，但不成功。电修人员怀疑开关二次回路插头接触不良，由电气操作员将 2 号空压机开关小车从开关横内拉至 “检修”位置，交厂用班人员继续检查。20 时 35 分，电修人员认为缺陷已消除， 电话通知当班值长毛某， 要

10、求再次试启动 2 号空压机运行，电气操作员助理冯某去执行该项任务。冯某到2 号机 3kV2A 工作母线段后，将 2 号空压机开关小车从“检修”位置送入“隔离”位置（即“试验”位置），在此位置做 过开关分合闸试验， 然后将开关小车推入 “工作” 位置， 第一次推入不成功， 便将操作杆恢 复至原位置，然后进行第二次推送，也不成功，再退回至原位置。20 时 42 分，当冯某双手用力进行第三次推送操作杆过程中，开关发生三相短路，浓烟滚滚， 强烈的弧光射出， 将在场的冯某、 周某、 蔡某等三人烧伤。事故后对现场检查： 2号空压机开关在合闸状态； 合闸闭锁杆被撞弯； 开关机械脱扣装置变形； 开关母线侧触头

11、完全烧熔。原因分析开关由“隔离”位置（即“试验”位置）送往“工作” 位置时， 没有查开关确在分闸位置，致使小车开关在开关合闸状态下带负荷碰合插头，三相弧光短路，是造成事故的原因。暴露问题1.没有执行操作票制度， 严重违反 电业安 全工作规程的有关规定。2.操作监护执行不到位。3.设备管理不到位，开关的机械五防存在严重缺陷。4.开关送电操作中， 没有认真检查开关的实际状态。5.运行值班人员对所管辖的开关设备基本构造不熟悉。送电操作中当出现两次小车推送不到位时， 明显与往常送电操作不一样，未能觉察到是机械闭锁发挥作用。没有立即停止操作，找出原因弄清问题后，再继续操作。6.开关的分合闸指示灯灯泡烧坏

12、后， 没有及时更换，使开关状态得不到有效监视。7.3kV 小车开关机械脱扣装置的打跳接触部分经使用一段时间后出现偏差，但未及时发现和调整。采取措施1.严格执行操作票和操作监护制度。3.完善开关、刀闸等设备的防误闭锁装置。2.加强培训，操作人员应熟悉开关的结构、原理，防止野蛮操作。五、野蛮操作开关，导致三相短路事故经过6 月 22 日下午 14 时 10 分至 15 时 30 分， 6 号 PA 皮带开关拉检修位置，检修人员对该 开关拉闸失灵的缺陷进行处理。 15 时 30 分，检修工作终结。15时55分，张XX袁X）按操作票开始操作，检查开关在断开位置后，把小车开关推至试验 位置，打开帘板，

13、将小车开关推向运行位置，在开关接近运行位置时，小车开关处于运行位 置的定位杆不能落入孔内。张 XX将开关重新拉到试验位置，并将帘板关上。开关在行15时58分，张XX进行第二次操作，打开帘板，将小车开关推向运行位置,进过程中发生短路， 短路产生的弧光将人灼伤。 同时 6kV 公用 动力中心进线开关的继电保护动作， 造成 6kV.380V 两公用动力中心断电，因 6kV 公用动力 中心电源取自 6kV 工作动力中心 B 段，短路时造成 6kV.380V 工作动力电压波动，锅炉控制 中心（电源取自清扫风机、380V 工作动力中心）电压瞬间下降，使燃烧器冷却风机、磨煤机密封风机、给煤机和辅机等低压释放

14、，导致磨煤机掉闸，同时1 号、 2 号空预器掉闸，锅炉 MFT 动作，机组掉闸。经开关解体检查发现，静触头金属帘板没有全部打开。1.原因分析开关送电操作时，金属帘板没有全部打开，开关柜五防装置失去应有的强制保护功能，手车接近 6kV 母线静触头时，动触头导电杆与帘板绝缘距离不够，发生三相短路。是2.本次事故的直接原因和主 要原因。KYN3 1 0 型开关柜静触头帘板为金属板材，尚未完全打开时，对可能进入的手车不但不能起到阻止作用，反而会造成手车室短路，是造成此次事故的原因之一。3.操作人员对开关机械闭锁的原理和结构不清楚，虽然懂得操作程序， 但对每一项操作的4.析，没有向主岗和值长及时反映操作

15、中出现的问题，而是继续进行重复性操作，是本次到位标准不清楚，没有认真检查帘板是否完全打开，是造成本次事故的间接原因。操作人员实际工作经验不足，对开关已经出现的行走不畅缺陷没有进行全面检查、事 故的间接原因。暴露问题1. 操作票执行不严格，操作项目执行不到位。2.3.培训不到位，运行人员对开关结构不熟悉。4.操作前没有进行事故预想和危险分析设备、运行管理存在漏洞，开关五防装置存在重大缺陷，没有相应的防范措施。采取措施1.将将手车室内金属帘板更换为绝缘材料。2.加强设备的消缺，确保开关五防装置功能完好。3.在防误技术措施不断完善的情况下，对执行“安规”组织措施的要求不能降低。必须严格执行 “两票三

16、制” 每次操作前要进行事故预想和危险分析， 监护人应切实履行好自己的职责，操作人、监护人对每一步操作都要做到“一想、二看、三核对、四操作、五4.复查”， 不能对五防装置产生依赖性。操作中发生疑问或异常， 应立即停止操作并进行分析， 向主岗或班长汇报， 弄清问题后，再进行操作。不准擅自更改操作票， 不准随意解除闭锁装置， 不准强行操作，不准监护人帮助操作。六、小动物进入电气间隔，造成机组跳闸事件经过1月20日8时02分，# 9机组正常运行中 DCS监视画面“失磁to动作，”、“失磁 t1 动作”等光字亮，发电机解列，汽轮机掉闸，锅炉灭火。机组解列后，运行人员及电气 专业检修人员立即对励磁系统进行

17、全面检查， 发现灭磁开关室柜门未关闭， 灭磁开关出口处 有短路痕迹，开关柜内灭磁开关下部有只死老鼠。1、原因分析： 由于一只老鼠串入灭磁开关柜内， 在灭磁开关出口发生短路， 造成发电机失去励磁电压及励磁电流，失磁保护动作，发电机解列，汽轮机掉闸，锅炉灭火。2、暴露问题： 配电室管理存在漏洞，电气设备柜门没有关闭、防小动物措施执行不到位。采取措施：1、检查各开关室、配电室防鼠栏，。2、电缆封堵要严密。4、检查完电气、热工保护柜、配电柜要随手关闭柜门。3、生产人员进出配电室要随手关门，防止小动物进入配电室。七、PT保险熔断造成机组跳闸事件经过12月 13日 6时 09分，某厂 1机组正常运行中“发

18、电机定子接地保护动作”光字出，主开关跳闸，发电机解列，联跳汽轮机、锅炉。厂用6KV快切装置切换成功。全面检查发变组一次回路无异常，发电机绝缘合格。经检查3PTA相一次保险熔断，PT本体无异常，更换保险后，机组恢复启动。原因分析1、3PT A相一次保险熔断，保护出口未闭锁，造成机组解列。是这次事件的主要原因。2、发电机PT次保险熔断性能不良，发生了熔断;2、3、1、保护设计存在不合理;定子接地保护设计不合理，定子基波零序电压应取自发电机中性点。暴露问题2、3、PT 一次保险存在质量问题，未能及时发现。保护闭锁逻辑存在缺陷，PT断线不能正确判断并闭锁。1、采取措施：将发电机定子接地保护装置中基波零

19、序电压从发电机中性点取，改进PT断线判据，增加报警、闭锁逻辑。3、购置正规厂家，经有关权威检验机构认证的熔断器。4、5、加强对发电机出口 PT保险座的维护检查。更换发电机出口 PT次保险前，测试 PT次保险三相阻值相近。八、励磁整流柜滤网堵塞，造成机组跳闸5月25日13： 20分某厂#3机组出现“ 1DL主线圈跳闸”、“ 1DL副线圈跳闸”、汽事件经过轮机跳闸”、“ MFT光字牌亮，#3机2203主开关、灭磁开关、厂用工作电源63A、63B开、“风扇故障”； #3 发变组保护动作信号:“励磁系统故障”保护动作；#3 机励磁调节器AVR面板动作信号:“整流桥冷却系统报警、 “辅助系统退出”、 “

20、整流桥故障”、 “整流桥过热”信号。检查12： 20分，#3机组DCS电气开关量报警信息画面“励磁报警”、“风机故障”报警未及时发现。 5月 25日 13：50 分，清扫完 #3 机#1#3 励磁整流柜门滤网，打开整流柜门降温，复归励磁调节柜 AVR面板信号，14: 58分定速，15: 15分#3发电机升电压正常,15： 35 机组并网运行。原因分析1、 #3机励磁整流柜门上通风滤网灰尘较多未定期清扫，风机故障导致#2 整流柜退出运行，励磁电流自动转移到 #1、#3 整流柜运行，接着导致整流柜温度过高，致使整流桥被闭锁，励磁系统故障造成机组跳闸。2、12： 20分，#3机组DCS电气开关量报警

21、信息画面“励磁报警”、“风机故障”信号未及时发现，使励磁整流柜异常未得到及时发现处理，导致13: 21 分 #3 机励磁系统故障保护动作跳闸。暴露问题1、定期工作执行不到位，励磁整流柜滤网未能按规定周期定期清扫。2、声光报警不完善、直观。3、风机故障信号未能及时发现。运行人员对画面巡回检查不到位。采取措施1、认真落实各级人员岗位责任制，严格执行各项规章制度。2、加强对各项规章制度执行情况的检查力度，对发现问题严肃追究责任。3、针对主要设备异常报警设计不合理，对主设备异常报警完善为声光报警。关跳闸，厂用备用电源03A、03B开关联动成功；#3机组CRT报警信号：“励磁报警”10 月 12 日 1

22、9 ：45, #4机组负荷320MW协调投入。高厂变带6kV A、B分支运行，高事件经过6月 12 日 17：25 分 ，某厂巡检人员就地发现 #3 机励磁变温控装置面板上温度变化在33160C乱闪，用对讲机汇报机组长的同时“1DL主线圈跳闸” 、“1DL副线圈跳闸”、“汽轮机跳闸”、“ MFT光字牌亮,#3机2203主开关、灭磁开关、厂用工作电源63A、63B开关跳闸，厂用备用电源 03A、03B开关联动成功；#3机组CRT报警信号：“励磁变温度过高跳闸” ；#3发变组保护动作信号： A B柜发“发电机失磁保护动作”;#3机励磁调节器 AVR面板动作信号：“外部指令跳灭磁开关”信号。17：3

23、0 分，检查励磁变未发现异常；查看DCS事故追忆系统和故障录波器均#3 机故障录波器事故报告：励磁变电压电流正常；查看发现使用对讲机会造成励磁变温控为“励磁变温度高跳闸”；检查开入发变组保护装置的“励磁变温度高”控制电缆绝缘电阻均合格； 使用对讲机对励磁变温控装置进行抗干扰试验，装置误动。退出“励磁变温度高跳闸”保护，19：50 分定速， 20：13 分机组并网。原因分析1、运行人员就地巡检 #3 机励磁变， 使用对讲机干扰使 #3 机励磁变温控装置示数 33160 C乱闪，造成#3机组“励磁变温度高跳闸”。设计上励磁变温度130 C报警;150 C全停n。暴露问题1、反措执行不到位，变压器压

24、力释放、线圈温度高等辅助保护出口不得投跳闸方式。2、 电子设备抗干扰措施不完善。采取措施1、变压器压力释放、线圈温度高等辅助保护出口不得投跳闸方式。2、加强励磁变温控装置的巡检。3、完善电子设备抗干扰的措施， 规范现场通讯设备的使用。 装设在励磁变温控装置面板前 1 米范围内禁止使用通讯工具标示牌。十、6KV电机避雷器烧损，发变组跳闸事件经过备变备用，快切投入。A汽泵、电泵运行，B小机具备冲车条件。19: 48 CRT启动B汽前泵电机时，发电机跳闸，汽机跳闸，锅炉灭火。手启MSP TOP检查大机转速下降，高中压主汽门、调门、高排逆止门、各抽汽逆止门联关。发电机出口04开关、主变高压侧 5041

25、、5042、6kV工作电源进线 64A、64B开关跳闸，604A开关联合正常，604B开关联合后跳闸。检查保护动作情况：发变组GE保护A屏显示故障信息为 4#厂变B分支接地过流T1动作，动作方式为跳40BBB01工作电源进线开关。T2保护（A或B分支接地过流动作于全停保护）未动作。发变组南自保护B屏显示故障信息为4#厂变B分支接地过流，T1动作方式为跳40BBB01工作电源进线开关，T2动作方式为全停。就地检查发现6kV母线配电室有烟且有烧焦味,#4B 汽前泵电机开关下口避雷器烧毁。原因分析1、在启动#4机B汽前泵电机时产生过电压,#4 机 B 汽前泵电机开关下口避雷器质量有问题，引起避雷器烧

26、损短路。是事故的直接原因。2、T2保护误动是事故扩大的主要原因。分析原因为T1保护动作后尽管B分支开关跳开但是测量元件的计算未返回，引起T2 保护误动，造成发变组全停出口， #4 主变和机组跳闸。暴露问题1、发变组保护B屏B分支接地过流T2保护存在问题。采取措施1、利用设备停运或机组检修机会， 对所有避雷器进行检查， 对存在质量问题的避雷器必须进行更换。2、发变组保护 B 屏尽快联系厂家处理、升级。MCC电源切换，机组跳闸事件经过# 1机组负荷470MW/总煤量172T/H，给水量1740t/h，主汽压力19.65Mpa，主汽温度 564 度， A、 B、 C、 E 四套制粉系统运行； A、

27、B 汽动给水泵运行，电泵备用；锅炉跟随协调 投入；# 1锅炉MCCA段正常由I路电源工作，n路电源备用， A、B C给煤机和磨油泵电源均配置在锅炉MCCA段，E给煤机和磨油泵配置在锅炉 MCC毂。异常经过：10: 18 A、B、C磨煤机油站、给煤机跳闸（无停指令，停反馈返回）。A、 B、C磨煤机润滑油压低低保护动作， A B、C磨煤机跳闸，协调方式跳至“基础方式”。煤量从172t/h迅速降低至41t/h，炉膛负压突增至-1230Pa,很快恢复正常。E制粉系统未跳闸,E 磨火检显示有三个在 90%以上。运行人员投油枪稳燃。手动减负荷，在4分钟后，主汽压力稳定在11.8MPa,机组转入湿态运行，机

28、组负荷持续下降最终到152MW/为了保证主汽温度，减少给水量。10: 22分,主汽温度由摄氏 564 度下降至摄氏522 度。10： 26：锅炉省煤器前给水流量10 ： 24 启动锅炉循环泵。587t/h ， A、 B 汽泵流量小于 300 t/h ，给水泵再循环 相继开启。当时，四段抽汽压力 0.35MPa,为保证小机足够的用汽量，停 A汽泵。同时增加B汽泵出力，以满足给水需要。10时 2 7分：电泵出口电动门关闭，启动电动给水泵成功，开电泵旁路电动门。10： 28分 15秒 由于贮水箱水位低低保护动作，炉水循环泵跳闸。10： 28分34秒 由于省煤器入口流量低低保护动作，锅炉MFT动作，炉

29、跳机、机跳电保护正确动作，机组解列。AUTO就地检查# 1锅炉MCC段，发现电源自动转换开关控制器面板上的运行状态显示为位，电源由正常工作的 I电源切换到了备用n路电源，确定#1锅炉MCCA段在电源转换开关运行中有切换动作，经过检查发现，1锅炉MCCA段电源转换开关控制器上电压检测回路的保险松脱。原因分析1、因电压检测回路的保险松脱，1锅炉MCCA段电源从工作电源自动切换到备用电源的过程中母线瞬间失电，造成本段所带包括 A、B C磨油泵（控制回路电源为交流，无瞬间上电自启功能） 在内的电气设备掉闸。 是造成本次机组停运的直接原因。2、A B、C磨煤机油站和给煤机均在锅炉 MCCA段负荷上，其控

30、制电源与动力电源一体， 当动力电源发生切换时， 控制电源亦失去， 保持回路断开， 而启动指令为短时脉冲，这样电源恢复时电机不能自启。MCC电源负荷分配不合理，是造成本次非停的间接原因。3、当燃料量从172T/H下降到41T/H ,负荷由470MV降到152MVy运行人员没有掌握好省煤器入口流量 （给水流量） 和主汽温度之间制约关系， 未协调处理好， 导致锅炉MFT动作，机组解列。暴露问题1、# 1锅炉MCCA段电源转换开关控制器上电压检测回路的保险松脱，最终造成MCCA段母线瞬间失电。说明在基建时安装质量存在问题，把关不严。2、A B、C磨煤机油站和给煤机均在锅炉MCCA段负荷上，说明 MCC

31、t源负荷分配上不合理，相关设备的控制联锁回路有漏洞，在设计优化上仍然存在问题。3、设备部点检员在日常点检中， 未能及时掌握电源系统中存在的隐患， 点检分析有漏洞。4、运行人员在事故情况下，没有可靠的应急措施，处理经验不足。采取措施：1、对锅炉MCCAB段上的负荷进行合理分配.落实自动转换开关防误动措施，优化电气系统配置，完善控制联锁回路。举一反三，检查其他同类型 MCC段是否存在类似隐患，及时整改。2、必须采取的应急措施： 改变自动转换开关的运行方式， 锁住开关本体上电气锁或机械锁，防止自动转换开关运行中误切换3、加强点检工作的管理，认真查找设备自身存在的问题或隐患，及时解决。加强日4、常检查

32、的力度，把工作做细。加强运行人员的技术培训， 尽快完成模拟机的调试工作， 以使运行人员尽快掌握机组的特性， 经常开展反事故演习， 增强运行人员处理事故的应变能力， 同时教育运行人员增强防非停意识。十二、励磁机过负荷反时限保护动作停机事件经过：2008年7月3日14时45分, 运行人员增加 2号发电机机端电压给定（ Ur定值。14时45分49秒左右，励磁调节器发“ V/F报警”信号，外部“增加励磁”无效,46分22秒,302 励磁机过负荷反时限保护动作出口，发电机与系统解列， 后经查励磁调节器A套和B套是励磁PT和仪表PT交叉接线的，PT回路无问题。原因分析 :机端电压给定（Ur）人为连续增加，

33、引起励磁机过负荷反时限保护动作是主要原因。暴露问题 ：1、运行人员的操作随意性大，对操作后果不清楚。2、对励磁调节器发“ V/F 报警”信号都不关注，反映出运行人员理论水平较差。3、当无功负荷及励磁系统参数有异常变化的情况时，应立即到励磁调节器处，观察电反映出运行人员的事压给定（Ur）及其它运行参数的变化情况，进行必要的减磁操作,故处理能力不高。采取措施 ：1、加强运行人员的技术培训，增加知识面。2、当无功负荷及励磁系统参数有异常变化的情况时，针对不同情况进行处理3、发电部对运行人员要严格管理。十三、220 千伏 A 相接地造成差动保护动作停机事件经过：2008年3月7日， 2 号机组正常运行

34、，负荷 120MW。 9点49分， 2号机组发变组差动，线路保护动作，2 号机组停运。跳机前，电力试验研究所来做定期试验，没有办理工作票，测量PT 二次回路压降（ 8点26分开工），从 220KV PT室（约高15米处）至保护室（ 9 米）拉一根测试电缆，试验接线前，电缆突然荡至 220KV 开关室引线，造成A 相接地，差动保护动作停机。原因分析实验人员措施不完善，电缆没有固定，造成220KV引线A相接地。暴露问题 ：1、违反集团公司两票管理工作规定，无票作业。2、试验研究所实验时没有针对性的危险点控制措施，没有防范措施。3、设备管理人员现场监管不到位。采取措施 ：1 、定期试验应办理相关工作

35、票，现场作业必须设置专职安全员。2、认真做好危险点控制措施。3、设备管理人员要深刻反思，提高自己的管理水平。事件经过：220V+220V-等?S电阻1失歩解列XR100K220V-重动4等效电阻2图发变组保护柜直流线路图19:55事件经过：9月17日15:00 , #1机组直流系统接地故障报警，通知工程部处理。工程部继电保护班发查找直流系统接地工作票。在进行直流负荷拉合试验过程中，拉开屏直流电源后，失步解列保护便启动了A屏装置，发电机“失步解列”保护动作，发电机解列，大联锁动作汽机跳闸，锅炉MFT2、原因分析：保护班在查找直流接地过程中，拉开B屏直流电源，A屏电源、等效电阻重动4、压板、100

36、K电阻、光耦便形成回路，外部重动4动作，失步解列保护便启动了屏装置。暴露问题:1、保护班技术水平查，对自己管辖的设备构造不清楚。2、系统隐患没有早期发现，工程部管理不到位。3、（或直流空严重违反关于25项反错中的防止继电保护事故“直接接入220 kV及以上电压等级的发电机，两套相互独立电气量保护装置的工作电源，应分别经熔断器气小开关）取自不同直流电源系统供电的直流母线段”的规定。采取措施:1、将失步解列保护 A B屏的电源彻底分开。2、积极排查类似缺陷，防止同类事件再次发生。3、加强学习，提高技术水平。十五、 查找直流接地，造成机组跳闸2011月 6-8 日， 1号机组直流系统发生负极接地，

37、检修人员多次对直流接地故障进行查找，均未查找到真正的接地点。 11 月 8 日 20 时，采用拉路法继续查找直流电源接地故障。时 21分 20秒，拉开汽机保安段直流控制电源 , 约 5秒后合上， 20时 21分 26秒， 1号机汽A、B小机润滑油压机保安段工作电源开关 B跳闸，工作电源开关 A未联启，汽机保安段失电造成 A B小机交流润滑油泵跳闸，联启直流油泵正常，但直流油泵出口压力不够，造成 低至 0.025MPa 相继跳机 （ 动作值为 0.08MPa） ，联启电动给水泵，但由于电动给水泵辅助油 泵未启动（电源取自汽机保安段） ， 20 时 21 分 28 秒电动给水泵跳闸， 20 时 2

38、1 分 39 秒 1号机组MFT动作熄火，首出为“机组负荷大于30%且给水泵均停”。原因分析：1. 安全措施不到位，运行、维护人员在进行缺陷处理时，没有对系统进行认真分析，没有采取相应的预防措施，断开保安段直流控制电流，造成汽机保安段落失电， 引起机组跳闸。2. 设备、回路存在重大缺陷，事故的直接原因。a） 控制直流断开后，开关跳闸；b） 开关跳闸后备自投未动作。暴露问题1. 现场工作前，危险点分析、控制措施不到位。2. 保安电源负荷分配不合理：本厂汽机、锅炉保安段只有一段，未进行分段，汽机、锅炉的重要负荷均集中在同一段上，一旦母线失电，就会造成汽机、锅炉重要负 荷全部失电。采取措施：1、 在

39、今后的检修维护中加强危险点分析 ,完善安全措施 ,做好工作人员交底。2、开关“备自投”动作不成功，修改EC冲逻辑。3、综合保护装置存在问题需进行清理。4、611B 开关未正常跳闸，尚未查找到原因，咨询厂家及相关使用单位，运行做好事故预想及反措。5、运行加强现场培训，对巡操进行现场查找电源的专题培训。事件经过 ：12月8日 11:53 ，检修人员持票进行安 229出线更换，过程中，安 229引线与 220kV 下母线放电，造成 220kV 下母 A 相母线单相接地故障，母差保护动作，安2210开关跳闸引起，引起 #10 机组跳闸。原因分析 ： 由于人员工作不当， 229出线与 220kV 下母线

40、距离过近放电，引起保护动作。暴露问题：1、危险点控制措施流于形式。2、3、现场监护人监护不到位。4、安全培训不到位。现场工作负责人工作随意性大，没有按安规要求工作。采取措施 ：(1) . 高度重视作业现场安全管理，安全监督人员必须起到监督的作用。(2) . 对危险点控制措施认真填写、严格执行。(3) . 管理人员对危险点控制措施检查不合格，严禁开工。(4) . 加强对工作人员的安全培训工作十七、主变差动保护误动事件经过：2006年11月07日,#1机组停运，500kV开关场第二串5023断路器带# 2主变运5022 断路器 CT 回路行，5022、5021断路器及沁获n回线停电检修。电气继保人

41、员持票在进行保护回路端子紧固工作，17时12分，工具误碰罩壳，导致 5023断路器CT二次第二点接地，差动保护动作， 5023 断路器跳闸， 2 主变跳闸。原因分析由于继保人员工作不规范，造成CT二次第二点接地，保护误动。暴露问题 ：1.检修人员安全意识淡薄，没有做好危险点分析和预控。2.对继电保护“三误”工作的管理不到位。3.4.运行人员对补充的安全措施不完善。检修人员的操作技能不高，在重大操作前没有制定出相应的技术措施，造成保护误动。防范措施 ：1. 认真细致地做好危险点分析和预控。2. 加强各级人员的技术培训工作，提高检修人员操作技能。3. 加强部门安全管理，落实责任。4. 运行人员对安全措施认真审核，不完善的要补充。十八、 主变冷却器全停使母线开关跳闸事件经过 ：2007 年 02 月 19日， #1机在停运状态，运行人员持票将主变热备转检修，由于操作票中没有退出主变非电量保护屏上的 “主变冷却器全停” 压板的操作项， “主变冷却器500KV 开关 5011、 5012 跳闸。全停”压板未退出。500KV母线5011、5012开关在合闸状态。10时10分，运行人员将主变 冷却器电源全部断开，主变冷却风扇全停保护动作报警， 原因分析5011、1. 主变冷却器全停保护动作，导致 5011、 5012开关跳闸