石门电厂建厂以来事故汇编

1、公司建厂以来责任非停事件汇编（19962006）大唐石门发电公司安全监察部目 录一、1996年责任非停事件33月22日机#1PC模块失电，汽泵跳闸、水位保护动作机组解列事件33月24日低压I、II段和公用段同时失压，#1机组解列事件 33月28日HWTA-30励磁调节器故障，失磁保护动作事件 44月1日#1机#1PC模块失电机组解列事件54月25日#1循泵6KV电缆外力破坏事件65月9日因工业水中断使#1机组停运事件 65月11日发电机断水保护误动导致机组停运事件85月13日低压BZT模块误动引起厂用380V失压，MFT动作停机事件95月26日循环水左侧出水门自动关闭，低真空保护动作跳机事件

2、911月28日倒换给水泵时误操作事件1012月6日#1机本体疏扩爆破事件12二、1997年责任非停事件144月18日#1炉灭火引起逆功率保护动作，机组解列事件 146月15日#2机励磁系统故障，保护动作，机组解列事件 157月8日#2机热工保护误动，解列停机事件 167月15日#1机密备油泵再循环门漏油，被迫停机事件 167月16日#1发电机失步保护误动，机组解列事件 179月10日#3循泵电缆接头爆炸，引起#2炉灭火、机组解列事件1812月12日#1机低真空保护动作，机组解列事件19三、1998年责任非停事件211月3日#1发电机差动保护动作，机组解列事件 211月9日#2机组热工仪表电源中

3、断，机组解列事件 213月11日#1机失步保护动作，机组解列事件 225月7日#1机低真空保护动作导致机组解列事件238月7日#3低厂变温度保护动作引起#2炉灭火停机事件 248月8日发电机定子接地保护动作停机事件25四、1999年责任非停事件26元月6日#2机压缩空气母管压力低停机事件 26元月19日接线端头松动引起#1机组振动保护动作跳机解列事件27五、2000年责任非停事件292月9日#2机组因主给水调整门关闭解列停机事件29六、2001年责任非停事件314月10日电气误操作事件 316月19日电缆破损造成非电量保护动作，#1机组解列事件32七、2002年责任非停事件 341月19日#1

4、机低真空跳机事件 347月8日#1机UPS失电造成机组解列事件357月30日#1炉A、B空预器停运，迫使#1机组解列事件 378月31日#2机定子接地保护动作造成机组解列事件3912月2日#6102刀闸母线侧支撑瓷瓶炸裂引起#1机组解列 4112月4日#2发电机内冷水进水汇流管波纹补偿器漏氢导致机组解列42八、2003年责任非停事件 436月3日#2机A真空泵泵壳炸裂引起低真空保护动作跳机事件 438月28日#1机组非计划停机事件44九、2004年责任非停事件 4812月16日#2炉汽包水位保护动作停机事件48十、2006年责任非停事件 526月15日2机组发变组失磁保护动作停机事件 52一

5、1996年责任非停事件3月22日机#1PC模块失电，汽泵跳闸、水位保护动作机组解列事件1、事情经过：16时40分，“#1PC失电”光字牌亮报警，5秒钟后A汽泵跳闸，汽包水位由0下降至-180mm，拉部分火嘴，停制粉系统，B汽泵运行，负荷由260MW下降至120MW，16时45分，B汽泵跳闸（转速4000rpm跳机），两台小机跳闸后，电泵启不动，汽包水位-300mm时，水位保护动作，16时47分机组解列，汽机打闸停机。2、原因分析：（1）热控接线质量差，我厂相关专业人员对设备验收把关不严。（2） 除氧器磁浮子液位测量计现场振动大，开关接线盒内接线不牢固，使接线松脱与外壳接通，对地短路，造成除氧器

6、水位低三值信号误发，使两台汽泵跳闸。（3）电泵启不动主要原因是行程开关接触不良。3、事故教训：（1）紧固所有开关盒内接线端子，加装支架，减少振动。（2）调试好电泵小车开关的行程，在将小车开关推入开关柜时，一定要确认其是否完全到位。（3）对除氧器水位保护测量元件进行改造。3月24日低压I、II段和公用段同时失压，#1机组解列事件1、事情经过：#1炉带230MW负荷运行，主汽压力13.5MPa，主汽温度522，A、B、C三套制粉系统运行，A、C小机运行，突然“#1主变整流柜系统故障”光字牌亮，接着低压I、II段、公用I段造成短时失电，引起#1炉MFT动作，汽机联跳，发电机解列，相应的转机跳闸，经电

7、气处理后，于4时2分重新开机并网。2、原因分析：南京电力自动化设备厂生产的集成电路保护抗干扰性能较差，BZT回路设计不当。3、事故教训：（1）将集成电路保护的二次电缆改为屏蔽电缆。（2）集成电路保护室禁止使用对讲机之类的无线电通讯设备。（3）取消低压BZT中的低压开关经光隔启动联跳，改为低压开关直接联跳。3月28日HWTA-30励磁调节器故障，失磁保护动作事件1、事情经过：#1锅炉灭火前负荷200MW，15支火嘴，三支油枪，A、C、D制粉系统运行，由于给粉机下粉不太好，负荷下降到175MW，炉膛压力不稳，突然锅炉灭火，MFT首出原因：全炉膛灭火，此时“逆功率、失磁”发信号，发电机保护动作，汽机

8、跳机，所有风烟挡板失控，转机跳。电气合2001、2002合不上，短接也未成功，值班员到就地合闸成功，自动励磁系统由于抗干扰性能差，系统波动引起#1发电机进相运行，引起系统电压下降到65%，厂用电压下降到70%，辅机系统低电压保护动作先后跳闸，发电机被迫解列。2、原因分析：（1）哈尔滨电机厂HWTA-30调节器的制造工艺不良，本身抗干扰能力差。（2）“逆功率，失磁”信号跳机，是自动励磁调节器本身故障引起。3、事故教训：（1）加装HWTA-30装置故障跳41E开关自投设备的控制回路。（2）将HWTA-30装置换为稳定的微机励磁系统。4月1日#1机#1PC模块失电机组解列事件1、事情经过：15时25

9、分，#1PC模块失电发信号，A、B汽泵跳闸，拉三个火嘴，手动减负荷不下，炉水位下降较快，拉全部火嘴。炉水位-300mm时，手动MFT停炉，电泵短接启动，锅炉运行参数主汽压力15.8Mpa、主汽温度530、负荷270MW，A、B、D制粉系统，20只火嘴，给水系统投自动运行，值长立即告热控人员到现场检查发现：除氧器水位测量磁浮子开关处有一电缆受除氧器水位测量筒高温影响，电缆绝缘层熔化造成对地短路，使 #1PC模块失电， 除氧器水位低发信号，A、B小机保护动作跳机，导致机组解列。2、原因分析：（1）除氧气器水位测量磁浮子开关处有一电缆受除氧器水位测量筒高温影响，电缆绝缘层熔化，造成对地短路，导致#1

10、PC模块失电跳泵，（2）运行人员处理问题时，既要看负荷表，也要看阀门开度指示，提高处理事故的分析能力。3、事故教训：（1）对用于保护的、靠近高温物体的电线电缆加装耐高温保护套管，防止其与高温物体接触，造成接地引起保护误动。（2）对除氧气器水位测量PC输入逻辑进行调整修改。（3）对除氧气器水位正常启电泵条件改为除氧气器水位低发信号。4月25日#1循泵6KV电缆外力破坏事件1、事情经过：#1循环水泵在运行中跳闸，#2循环水泵未联动，机低真空保护动作，负荷甩到0，发电机610开关跳闸与电网解列，停A、B汽泵，启动电泵，18时江边启动#2循环水泵运行，同时循环水泵值班员告：宝峰开发区在循环泵房取土时，

11、铲车将运行中的#1循环泵6KV电缆铲断引起。厂部立即组织抢修#1循环泵电缆。因需要改变运行方式，故停止#2循环泵运行。19时请示001同意#1机组转小修。2、原因分析：（1）设计时，埋地下电缆深度不够，太浅。（2）电缆沟两侧没有明显的标志。3、事故教训：（1）由厂工程部牵头，将主机房至循环泵房的电缆沟两侧及沿线埋设显眼的标志。（2）改造电缆沟，深埋。5月9日因工业水中断使#1机组停运事件1、事情经过：16时许工业水池只有三分之一的水位，水池液位指示在8格，#4源水泵运行。接班后开启电动旁路进水门，向工业水池补水，17时10分值班员检查设备时发现进水旁路无水，关闭电动旁路门，启动#3源水泵向斜管

12、沉淀池补水，但源水泵出口压力只有0.01MPa，又停止该泵运行，同时向班长汇报工业水池水位低情况，班长雷平马上到工业水池进行处理，值长当即交代各值班员注意，并告锅炉投油枪稳定燃烧。接着“压缩空气压力低”光字牌发信号。17时40分值长令值班员启动#4空压机运行，由于压缩空气压力低，锅炉第二支油枪投不进，17时50分汽机真空开始缓慢下降，发电机断水保护发讯号，17时56分值长命令电气倒厂用6KV I段成功，6KVII段合不上，电气短接合2002也不成功，这时相应的转机跳闸，17时58分工业水全部中断，两台空压机跳闸，由于气动门关闭，造成锅炉汽温上升，汽机真空下降较快，18时2分汽机真空保护动作，汽

13、机跳闸，发电机跳，炉MFT动作锅炉熄火。2、原因分析：（1）设计不完善，循环水经常不能直接对工业水池补水，5月11日再次用循环水向工业水池补水仍补不进，没有就地液位计，水池爬梯也不安全，没有可靠的低液位的声光报警装置。（2）工业水池唯一的液位指示不正确。因循环水进水量不够，只能投运#1沉淀池，致使供水能力下降。（3）运行人员发现异常的报告不及时，并且是第一次遇到循环水不能直接对工业水池补水的情况，没经验。（4）启动#3源水泵加强供水时，因泵内空气未排干净，造成该泵打不起压。3、事故教训：（1）完善设计。（2）消除设备缺陷，使工业水池及其它水池液位指示正确可靠，使循环水管压力指示正确可靠。（3）

14、对运行人员加强培训，规范操作。（4）组织进行反事故演习训练。（5）组织进行试验，确定凝结器和净水站互不“抢水”的最佳运行方式，确保净水站源水充足。5月11日发电机断水保护误动导致机组停运事件1、事情经过：10时43分发电机断水保护发信号，当时运行工况为主汽压力15Mpa、温度535、负荷290MW，随后，炉MFT动作，汽机跳闸，发电机解列灭磁，6KVII段自投不成功，二分钟后，强行合上，在处理过程中380VI、II段曾几次出现跳闸现象，炉灭火的同时，6KVII段相应的转机跳闸，将跳闸开关复位，经电检班人员检查无任何设备异常。2、原因分析：（1）设计供货与实际设备不一样，质量把关不严。定子流量开

15、关设计与到货不对应，用其他开关代用。（2）型号不对，代用品抗干扰能力差。（3）定子水压仅一个接点送电气保护，电接点压力表可能由于系统压力波动造成接点瞬时抖动误发信号，导致机组停机。3、事故教训：（1）严格把好设备质量关，使用正规产品。（2）校准电接点压力表和流量开关，投入流量保护。（3）工程监理人员对设备质量把关不严，设备主人对设备不熟悉，使隐患潜伏下来，并危害安全生产。5月13日低压BZT误动引起厂用380V失压， MFT动作停机事件1、事情经过：10时，汽机带300MW负荷突然甩到0，炉主汽压力15Mpa，主汽温度540，A、B、C制粉系统运行，工作照明灭，事故照明亮，机、炉6KV转机跳闸

16、，炉灭火跳机，炉压力升到18.8Mpa，过热器安全门动作，立即开启PCV阀泄压，D011、D012开关跳，D001、D002自投成功。立即倒厂用，将所有跳闸开关复位，由电气检修人员来现场处理。经分析认为是BZT模块中有跳变压器低压侧开关回路，此回路是变压器高压侧开关的常闭机械接点通过一光耦连跳低压侧开关，而光耦的导通电流只有1mA，直流接地就能引起误动。低压失电，导致MFT动作停机。2、原因分析：南京电力自动化设备厂的集成电路保护抗干扰性能差。3、事故教训：（1）直流系统接地要及时处理。（2）把其二次电缆改为屏蔽电缆。（3）取消该变压器（低变）连跳低压侧经过光耦控制回路，改由机械接点直接连跳回

17、路。5月26日循环水左侧出水门自动关闭，低真空保护动作跳机事件1、事情经过：6时10分负荷300MW，真空由90.1下降至89.8Kpa，汇报值长。同时值长令快减负荷至270MW，凝结器真空没有下降趋势，稳定了一下，同时派值班员到现场去检查后回告，循环水左侧出水门关闭，电源是好的。6时14分负荷250MW，凝结器真空急剧下降，紧接着低真空保护动作（DAS系统查87KPa保护动作，循环水回左侧50，右侧42），汽机跳闸，发电机跳机，6KVI、II段自投成功，锅炉手动MFT停炉。2、原因分析：（1）产品质量存在问题（左侧出水门拆开后发现阀瓣爪子裂纹），在试运期间也发现自动关闭现象。（2）运行值班监

18、视不力。3、事故教训：（1）阀门产品质量存在问题（左侧出水门拆开后发现阀瓣爪子裂纹），在试运期间就发现自动关闭现象，但未能引起有关管理人员和设备主人的重视，并在停机时进行检查处理。（2）该阀门为电动全行程控制形式，容易在异常情况下操作而造成零部件损坏，建议将电动门改为点控制。（3）机组负荷控制不当。当真空下降时减负荷速度太慢，致使低真空保护动作。11月28日倒换给水泵时误操作事件1、事情经过：一值中班，接班#2机组负荷300MW，A 、B汽泵向锅炉供水，设备运行正常。8：22火安值班人员发现#2机B汽泵本体一法兰漏水，立即要求中试人员退B汽泵，8：23中试人员立即启动#2机电动给水泵，A汽泵与

19、电泵并泵后，将B汽泵打闸停运。8：40调试人员陈某与黄X X联系做#2机B汽泵的隔离措施（当时黄X X不知道已改变供水方式），黄要求陈去监护，俩人一起走到12.6M平台，陈某对黄X X说，你去关水泵下降管的入口门，我去关小机的卸荷放水门、中间抽头阀门。黄X X在无人监护的情况下，误走到电泵前置泵入口处，并开始操作关门，黄X X将该泵入口门关了约1/4的阀杆行程时，陈某操作完毕返回时，见黄X X关阀门费劲难关，陈某立即帮助黄快速关闭，在关的过程中，电泵再循环管发生振动，但俩人均未引起重视，约8：45操作完毕后，俩人返回集控室，与此同时，集控室监盘人员发现电泵电流下降，电泵转速突升至5900rpm

20、，而汽包水位下降，炉控调整电泵无效，黄此时才意识到关错了门，要求中试监盘人员停运电泵，汽机一级手动快减负荷，但未同意，仅快减负荷至230MW，投一只油枪，陈与黄立即去开启电泵入口门时，由于炉汽包水位低III值，保护动作，炉MFT动作联跳机，电气解列。电泵入口门开启后，炉上水点火，汽机冲转至2200rpm左右电泵跳，炉再次灭火，机打闸，电泵工作油温高达152，跳泵。2、原因分析：（1）值班人员未了解设备运行方式，对设备未进行核对就盲目操作，是造成这次事故的主要原因。（2）监盘人员精力不集中，未发现电泵的电流变化。（3）在关阀门的过程中，再循环管发生振动也未引起操作人员的重视。3、事故教训：（1）

21、针对此次事件，发电部各专业按照“三不放过”的原则认真组织扩大分析，广泛吸取教训，举一反三，防止类似事件再次发生。（2）认真学习、执行安监部下发的关于防止误操作的几点措施的规定。（3）加强运行人员的安全思想教育，提高技术素质。（4）严格执行“两票三制”，继续抓好规范化值班。（5）运行人员在进行各项操作时一定要作到：手动、眼看、耳听、脑分析，一旦感觉有异常情况应及时停止操作，查清原因再进行操作，切不可鲁莽从事。（6）监护人在操作监护中只有进行监护的责任，而没有参与操作的职责，并且应对操作的全部正确性负主要责任。（7）对于热力系统不设监护人的操作，应考虑推行操作者自我确认制。12月6日#1机本体疏扩

22、爆破事件1、事情经过：当日，中调令我厂#1机开机，于10：05#1炉点火，17：14#1机并网。因炉一次风机和烟温探针故障，机组维持8MW负荷，19：30炉故障处理好，机炉加负荷，19：50机主控令巡检去关高压疏水门。20：00负荷至60MW，机主控关中、低压缸疏水及平衡管疏水手动门。20：30当机组负荷至132MW、主汽压力110Mpa、主汽温度530时，发现B小机处冒汽，班长立即派人去现场检查后回告，#1机6.3米处大量的蒸汽漏出，接着听到一声响，令主控打闸停机，去现场检查发现#1机本体疏扩爆破，疏扩本体位移100mm左右，与疏扩连接管道部分扭曲变形，汽机房0米、12.6米门窗玻璃大部分被

23、震碎，幸无人员受伤，由于疏扩损坏较严重，经与中调申请#1机转小修，电厂与火电安装公司共同组织施工抢修，于19日18：00恢复备用。#1机组于12月21日9：12并网发电。2、原因分析：（1）SW-15-2型疏扩承受压力0.02Mpa，温度80，设计方面考虑不周，压力、温度等级不够。（2）喷水减温控制方式不当。（3）拉筋强度不足，焊接制造工艺不完善。（4）设计与供货不匹配。（5）疏水阀门内漏。（6）运行人员检查设备不仔细。3、事故教训：（1）人员（包括管理人员和运行人员）经验不足，对压力容器的运行情况缺乏确切的监视，尤其是压力和温度的监视，事实上我厂#1机本体疏水扩容器自投运以来就存在超压超温现

24、象，但未能引起各方面的重视。（2）运行人员对本体系统及管道疏水阀门的关闭时间、关闭的严密性没有及时进行确认，也是造成疏扩超压爆破值得吸取教训之一。（3）运行人员对喷水减温的控制方式应尽可能合理，以适应异常工况运行。二 1997年责任非停事件4月18日#1炉灭火引起逆功率保护动作，机组解列事件1、事情经过：#1炉灭火前主汽压力为16.4Mpa，主汽温度540，19台给粉机、A、C、D制粉系统运行，负荷204MW，CCS投入。2：16#1炉MFT突然动作，首出原因“全炉膛灭火”，A、B一次风机、给粉机电源、A、C、D制粉系统跳，值长令电气倒厂用，机组立即减负荷，当减负荷至5MW时，“逆功率”保护动

25、作，机组解列。炉在吹扫恢复过程中，因辅汽连箱减压阀自动关闭，辅汽压力从0.86Mpa降至0.1Mpa，由于汽机轴封汽源小，2：25汽机低真空保护动作.2：37#1炉点火成功开机，2：50并网。2、原因分析：（1）煤质变化太大，变化太快。（2）辅汽系统及其运行方式和参数设计有待改进。（3）事故追忆记录不全。（4）热工自动装置设备存在缺陷。3、事故教训：（1）保证煤质稳定，实行配煤掺烧，对入炉质热值差实行考核。（2）立即完善辅汽联箱运行方式。（3）检查、完善热工自动装置，提高可靠性。（4）事故处理应在值长统一指挥下协调处理。（5）锅炉灭火后机组必须快减负荷，但最低不得低于10MW，并注意在吹扫期间

26、的参数变化和维持辅汽联箱蒸汽压力，注意机组负荷随主汽压力降低而下滑，防止进相运行。（6）灭火处理过程中应及时调整轴封蒸汽参数，防止真空降低或破坏。6月15日#2机励磁系统故障，保护动作，机组解列事件1、事情经过：20时07分40秒#2发电机的励磁机电压、电流及转子电压、电流表计剧烈摆动，励磁回路过负荷亮牌报警，励磁机过负荷保护反时限动作掉牌，20时08分10秒发电机解列灭磁，厂用电自投成功，汽机机械超速保护动作停机，“机跳炉保护”动作，汽机启动电动给水泵维持锅炉水位，同时停A、B小机，立即到励磁室检查，发现主励磁机交流输出侧的测量PT（#1主整流柜内）烧坏引起短路。把#1机主整流柜两侧刀闸断开

27、检查其PT，采用#2主整流柜开机，20时13分锅炉点火，20时54分并网。23时08分#1主整流柜处理好投入正常运行。2、原因分析：（1）励磁系统设备制造质量较差。（2）#1、2主整流柜输出电流不平衡达400A左右。3、事故教训：（1）继电保护应加强对励磁调节器的维护和检查。（2）利用停机机会对#1、2整流柜的测量PT和表计回路彻底检查和处理。（3）运行人员加强对设备的巡视和维护。7月8日#2机热工保护误动，解列停机事件1、事情经过：16：00#2机组主汽压力15.1Mpa，主汽温度538，A、C制粉系统，负荷203MW正常运行。16：48#2机热工ETS保护动作跳机，汽机振动大，首出原因“汽

28、轮机跳闸”，运行人员检查发现TSI系统就地测量探头的接头接触高温部分的延伸电缆处在高温状态下，电缆处敷套管烧熔，引起信号瞬间抖动，导致TSI误发信号。经热工及时处理后，16：55锅炉点火，17时001令我厂#2机组不要并网，停机转备用，17：15锅炉熄火。2、原因分析：（1）设计考虑不周；（2）设备布置、安装位置不妥当。3、事故教训：对受高温影响的电缆重新放置固定，加装高温防护套管。7月15日#1机密备油泵再循环门漏油，被迫停机事件1、事情经过：#1机组于7月14日大修结束后投入运行，负荷200MW，汽机在做试验过程中，密备油泵再循环门开关次数较多，阀门被开过了头，阀门内的密封垫圈顶住阀盖，使

29、阀杆打滑，运行人员填写了缺陷通知单。7月15日9：00检修人员接到通知单，办理了工作票进行消缺，在消缺过程中，将阀杆密封橡胶圈挤动，油被冲击，造成阀门喷油，被迫停机。11：15密备油泵再循环门处理完毕，14：44锅炉点火，17：00#1机组并网。2、原因分析：（1）检修人员对设备构造特性不太了解。（2）检修人员在检修过程中安全措施考虑不周，技术措施不完善。（3）运行人员对设备原理及特性了解不够。3、事故教训：（1）阀门重新选型，改变阀门安装位置，加强检修人员的安全责任感及技术培训。（2）在加强运行人员的理论培训的同时，更应加强现场实际操作培训，特别是一些基本技能的培训，勿以善浅而不为。（3）在

30、对阀门进行操作时，一是要使用合适的阀门扳手，二是要根据阀门结构形式合理使劲，切不可鲁莽从事。7月16日#1发电机失步保护误动，机组解列事件1、事情经过：9：14#1机组200MW负荷运行，突然“失步保护”光字牌亮，负荷到零，机组解列。查系电气继保人员在#1机发变组保护室B柜带负荷调试发电机定子接地保护时，由于B柜的发电机失步保护与发电机定子接地保护同在一个柜内，在调试过程中，示波器没有接地引起电磁干扰导致失步保护误动而造成解列。经处理后，于9：45机组重新并网。2、原因分析：（1）失步保护本身原理不够完善。（2）发变组保护室的保护屏抗干扰能力差。（3）保护调试中，未做事故预想。3、事故教训：（

31、1）完善失步保护的结构原理。（2）发电机失步保护改投信号。（利用小修机会修正）（3）在运行中调校保护时，必须使用继电保护措施票，采取可靠的安全措施方可进行工作，防止发生继电保护“三误”事故。9月10日#3循泵电缆接头爆炸，引起#2炉灭火、机组解列事件1、事情经过：11时30分，#2机组带300MW负荷，压力15.7Mpa，主汽温度540，再热汽温530，A、B、C三套制粉系统运行。11时33分，电气系统频率表突然出现较大的摆动，#3循环水泵跳闸，#2炉发火检探头冷却风丧失信号，A、B、C、D层给粉逐层跳，直流探头冷却风机未联动，手启不成功，投油条件不满足，炉MFT动作，制粉系统自跳，电气值班人

32、员检查发现#3循环水泵电缆接头爆炸（厂高变处），汽机手启电泵成功，手动减负荷至10MW，停A、B汽泵，锅炉点火恢复。11时58分#2机电泵由于循环水量较小，润滑油温高跳闸，锅炉水位维持不了，电气减负荷至0，12时30分机组与系统解列。13时25分#2炉重新点火，14时10分汽机冲转，14时30分机组与系统并网。2、原因分析：（1）6KV电缆接头安装时施工工艺较差。（2）运行检查巡视不及时，致使电泵油温高跳闸。3、事故教训：（1）对6KV电缆接头进行定期检查和维护，加强预防性试验，以便及时发现故障并利用机会处理，最好将电缆接头改为电缆连接箱，彻底解决电缆接头经常出现故障的问题。（2）加强现场技术

33、培训。（3）运行人员要加强对设备的巡视检查和定期试验轮换。12月12日#1机低真空保护动作，机组解列事件1、事情经过：12月12日上午，#1机组因单边引风机运行（B引风机振动大停运）只带180MW负荷运行，9：40热工人员根据生产部安排对部分热工仪表进行抽样检查。检修人员办理工作票开工手续后开始检查，在校验#1机凝汽器真空变送器时，热工人员关闭二次门，拆下变送器校验。由于二次门阀心泄漏，而仪表管路保护用信号和指示仪表用的是同一管子，致使在凝汽器真空为95kpa的情况下，该仪表管道内的真空下降到81kpa，低真空保护动作，机组解列。于10：33锅炉点火，11：00#1机组并网。2、原因分析：（1

34、）抽查仪表前的技术措施和安全措施不全，没有做好事故预想。（2）热工人员检查不到位，一般仪表管道与保护管路没有明显标志。（3）热工人员安全意识淡薄。（4）设备存在一定缺陷。3、事故教训：（1）将真空保护的信号取样与常规指示仪表的信号取样分开，并挂牌。（2）规范保护管理制度，在热工保护相关的一次、二次回路上工作，应使用安全措施票。（3）加强人员安全意识。三 1998年责任非停事件元月3日#1发电机差动保护动作，机组解列事件1、事情经过：23：00，#1发电机带有功200MW，无功9MVA，中调令我厂#1发电机减一些无功，23：45，值班人员执行操作后，励磁装置输出突增，转子电流从1250A增加到2

35、735A，发电机端部电压由19.95KV突升至20.9KV，发电机出口电流由5196A升高到5615A，差动保护动作，机组解列。停机检查发电机本体保护装置和励磁装置正常，元月4日7：05重新并网。2、原因分析：（1）励磁装置的进相运行限制与实际进相参数的裕度不匹配。（2）运行人员降低无功的操作过快，导致变压器的激磁电流突增，从而使差动保护动作。3、事故教训：（1）运行人员在参数变化后应严格监盘，发现异常及时调整，限制#1发电机进相运行。（2）与磁调节器的厂家联系，在大修期间修改参数。（3）运行人员要念好“严密监视、精心调整”这本经，切不可大起大落一顿而了之。从来没有经历过的运行工况，应采取事故

36、预想和反事故措施。元月9日#2机组热工仪表电源中断，机组解列事件1、事情经过：#2机组主汽压力16Mpa，主汽温度535，带200MW负荷运行。9：47，#2机组热工仪表电源突然中断，机组各参数无法监视。值长令电气倒厂用，检查UPS电源，同时派人去炉顶监视锅炉水位，为了保证设备安全，值长令手动打闸停机，电气人员就地检查发现#17屏#1UPS、#18屏#1UPS电源都跳了，合上#18屏#1UPS后不到一分钟又跳了，后合上#17屏#1UPS电源恢复正常，于10：10锅炉点火成功，10：54#2机组重新并网。后热工检查发现就地G4电源箱电源开关受潮使绝缘电阻下降到零。2、原因分析：就地电源箱布置不当

37、，其上面有消防水龙头滴水使电源箱内开关受潮引起。3、事故教训：（1）设备管理和安全检查不到位，消防水龙头位置安装不合理，安全检查时未及时发现并进行整改，重要设备上方漏水的缺陷未能引起重视。（2）对电源箱加防雨罩。（3）定期进行检查巡视。3月11日#1机失步保护动作，机组解列事件1、事情经过：1机主汽压力16.2MPa，主汽温度535，带200MW负荷运行。15：05集控室工作照明突然一暗，负荷降至零，紧接着610开关跳闸，失步保护动作，机组解列，厂用电自投成功。造成失步保护动作机组解列的主要原因是继保班刘X、潘 X X在进行1机定子接地保护检查工作时，未退出相邻层保护，且未关闭保护室大门，使保

38、护失去屏蔽，因干扰而造成失步保护动作。2、原因分析：（1）人员安全意识淡薄，在进行保护检查工作时，未退出同柜相邻层保护。（2）失步保护抗干扰性能差。（3）二次检查记录简单，用词不规范。（4）未严格遵守保护投退制度。3、事故教训：（1）继电保护检修工作未使用安全措施票，在进行发变组保护检查工作时，应将同柜相邻层保护退出。（2）二次检查记录要详细、规范。（3）工作前认真检查保护投退情况及安措落实情况。（4）由于失步保护抗干扰性能差，在进行同柜检查工作时应将失步保护只投信号，不投跳闸。（5）加强人员安全意识，严格遵守保护投退制度。5月7日#1机低真空保护动作导致机组解列事件1、事情经过：10：21，

39、#1机组并入系统，14：35值长通知热控人员投入#1机低真空保护，15：05热控人员到现场来投入#1机低真空保护。15：15，#1机带180MW负荷，真空-92kpa，其它参数正常，突然BGT盘出现“主汽门关闭”、“高加解列”信号，机组甩负荷到零，联跳电气，机跳炉保护动作，炉MFT。事后检查系投入低真空保护时，由于#1机低真空保护的信号一次门未打开，造成投#1机低真空保护时，保护动作引起跳机。2、原因分析：（1）启动前的检查准备工作不仔细，该开的门没有开。（2）热控人员在投入时没有认真检查设备系统状态。（3）运行人员对设备检查不到位，交接班不清，记录不全。3、事故教训：（1）机组启动前的检查准

40、备工作要逐项落实，并使用热机启动操作票。（2）热控人员在投入保护前应对各种保护系统进行全面的检查。（3）加强运行人员责任感，巡视设备要检查到位。（4）投入保护时最好分两步进行，即先投信号，正常后再投跳闸。8月7日#3低厂变温度保护动作引起#2炉灭火停机事件1、事情经过：2机组正常运行，21：15“3低厂变温度高”光字牌亮报警，3低厂变高低压侧开关跳闸，低压III段BZT自投，检查3低厂变温度保护动作出口温度指示达173，造成多台给粉机电源失压，使锅炉灭火，后因点火条件不满足，点火不成功，22：15值长令拉开2发变组620开关，机组解列。23：00点火成功，于8月8日0：14#2机组并网。2、原

41、因分析：（1）由于外部环境温度高造成380V配电室内温度高达40多度。（2）#3低厂变温度模块有问题。（3）给粉机备用电源不自投。3、事故教训：（1）380V配电室加装空调，改善室内工作条件。（2）电气、热工对变压器温度保护及备用电源进行一次全面检查。（3）用于保护跳闸的一次测量元件的使用一定要慎重，没有把握之前最好投信号。（4）运行、检修人员应根据气候季节的变化，有目的的加强主要设备的巡视检查，特别是当温度发生变化时更应该引起重视。8月8日发电机定子接地保护动作停机事件1、事情经过：2机组带300MW负荷正常运行，12：50“2发变组定子接地”、“A、B柜故障”热工保护光字牌亮，保护动作，发

42、电机解列灭磁，厂用电2003不自投，2004自投成功，6KVIII段失压，锅炉灭火，汽机打闸。经检查未发现异常。14：152发电机开始升压，升压过程中又出现定子接地保护动作。由继保人员检查定子接地保护装置后，于15：08用零起升方式，判定确认为定子接地停机。后经检查发电机排污系统，从发电机底部排污管排出水来，证实定子接地系由发电机进水受潮引起，16：00倒氢，打开人孔检查发电机漏水点，至8月10日17：00才发现发电机出线室回水管法兰漏水严重，经处理合格，2机组于8月13日12：00转入备用。2、原因分析：（1）设备制造工艺不良,出线室回水管法兰漏水。（2）运行定期工作制度执行流于形式，发电机

43、底部定期排污工作开展不好。3、事故教训：（1）值班人员对发电机排污系统进行定期检查排放。（2）排放的污水进行取样化验。（3）设备制造过程中一定要加强设备的厂家监造，并实行设备监造质量责任追溯制，新设备在投产一定时限内发生质量问题，要追究监造人员责任。（4）发电机作为我厂的“三大件”主设备之一，检测装置不完善，无检水、绝缘在线检测装置。四 1999年责任非停事件元月6日#2机压缩空气母管压力低停机事件1、事情经过：8：00-9：00，生产部组织检修部、制造厂家及安装单位试运#1新安装螺杆式空压机，试运后保留#1空压机运行。19：00#2炉“油枪压缩空气压力低”报警，检查空气系统母管压力为0.5M

44、pa，投入#2冷干机运行，退出#1冷干机后母管压力正常。19：36#2炉主汽压力为16.5Mpa，负荷296MW运行正常，再次巡视检查压缩空气系统时发现母管压力偏低，开启空气旁路门，同时#2炉主控发现过热器减温水气动调整门关闭，主汽温度上升，联系汽机减负荷，由于压缩空气压力下降使汽机给水泵再循环门自动打开，致使锅炉汽包水位下降，立即启动电动给水泵。由于电泵出口电动门卡涩一时打不开，锅炉水位-270mm，为保主机，按照规程规定19：43值长令手动MFT，#2机组解列。停机后检查发现空气过滤器内有水和油，且滤芯堵塞，立即进行处理。21：11调出DAS画面还有可见水位，经请示领导同意从炉底缓慢进水，

45、21：20锅炉点火,22:30#2机组并网。2、原因分析：（1）新设备试运前管道清理不干净，且监督不严。（2）压缩空气系统中冷干机置于储气罐后，设计安装不当。（3）试运方案考虑不周。（4）运行人员处理问题欠妥。3、事故教训：（1）新设备安装试运前，必须彻底清扫管道。（2）新设备试运前必须做好事故预想。（3）运行人员必须定期对压缩空气系统排放污水。（4）完善和改造空气系统。元月19日TSI接线端头松动引起#1机组振动保护动作跳机解列事件1、事情经过：19日9：00，热工计算机班工作负责人陈 X X到集控室办理检修#1机组热工光字牌D、E窗的试验按钮断线故障工作票。工作许可人根据工作票安全措施要求

46、做好安措后，热工工作人员刘 X X进入屏内进行工作。由于屏内空间较小，刘 X X的工作服触到TSI后端子板上的电缆，因电缆与接线端头的压接处接触不良，引起干扰信号，使#7瓦相对振动信号达到300um，振动保护动作跳机，#1机组解列。停机后检查未发现异常，#1机组于11：15重新并网。2、原因分析：（1）接线端头选型不当。（2）TSI系统屏蔽接地与机壳接地未完全相连,抗干扰性能降低。（3）在保护屏内工作未采取必要的安全防护措施。3、事故教训：（1）取消接线端头，将电缆直接与端子连接。（已完成）（2）加防护罩。（3）将TSI系统从BTG盘移至电子室。（4）加强工作人员的安全防范教育。（5）规范TS

47、I系统屏蔽接地与机壳接地，提高抗干扰性能。（6）在热工保护柜内或保护回路上工作必须使用热工检修安全措施票。五 2000年责任非停事件2月9日#2机组因主给水调整门关闭解列停机事件1、事情经过：15：15，#2机组带180MW负荷运行，主汽压力16.6 Mpa，主汽温度540，两套制粉系统，A、B汽泵自动给水。15：26炉主控在集控室听到两台汽泵转速声音异常，并同时发现A、B汽泵转速由4900rpm上升至5700rpm，给水流量迅速下降至130T/h，给水压力升至25.35MPa，主给水调整门关闭，无操作指示电源。将给水切手动，汽鼓水位下降，速投4支油枪，切E、D、C层给粉机，停两套制粉系统，联

48、系汽机手动快减负荷，主汽压力上升到18.1MPa，开PCV阀泄压，同时派人到现场手动摇主给水调整门，派电气值班员去现场检查调整门电源完好，发现#1高加入口三通阀垫子冲开，汇报值长。15：30主给水门仍打不开，给水流量不能恢复，水位下降，停全部给粉机，倒辅汽，到就地开启分隔屏出口手动门，负荷维持在30MW，机启电泵，停A、B汽泵，值长令电气倒厂用成功，15：36事故喇叭响，620开关跳闸，发“热工保护跳”信号，MFT动作，锅炉“两台一次风机停运”报警，首出原因“所有燃料”全停，1分钟后联跳汽机，手动摇开主给水调整门后缓慢进水，炉进行点火恢复。16：15汇报001因高加入口三通阀垫子冲开，炉上水困

49、难申请停机处理高加三通阀，20：45高加处理完毕，22：52锅炉点火，于2月10日1：55重新并网。2、原因分析：（1）给水电动调整门自动关闭。（2）运行人员现场事故预想工作不扎实。（3）主给水调整门是电动门截止阀，安装时取消自保持，改为点动调节门，设计安装不合格，阀门行程开度表盘无指示，运行人员无法监视阀门行程指示开度。3、事故教训：（1）运行人员必须熟悉了解现场设备的运行状况、特性和设备异动等情况。（2）发电部锅炉专业针对主给水调整门的开关操作写出明确的操作规定。（3）及时恢复阀门行程开关指示，并对上下限进行限位。（4）给水系统等重要电动门阀门无防误操作、防误碰装置和反事故措施。六 200

50、1年责任非停事件“4.10”电气误操作事件1、事情经过：#2机于4月10日7：48并网。17：53网控值班员鲁X告：#608开关B相操作机构箱进水，网控发“直流接地信号”。检修未处理好，可能造成开关拒动，经请示001同意，用旁路开关#604代#608线路开关运行，退出#608开关处理直流接地故障。18：42，接001令：将#604开关保护按#608开关保护定值调好投入，其中高闭重合闸不投，执行#604开关代#608开关运行，#608开关转检修的操作。电气运行人员用微机“五防”系统开票进行操作，监护人袁 X X与操作人张 X X持票操作至第26项后，操作人用电话联系网控值班员，由其代为操作第27

51、项：拉开#604开关。网控值班员鲁X接到电话后，在无人监护的情况下，误拉#602开关，致使稳措装置动作，19：22#2发电机组解列灭磁。19：42，检查#2机无异常后，#2机组重新开机冲转，于19：56并网。2、原因分析：此次事件属于严重误操作，误拉#602开关，稳措动作引起切机，致使石岗I线停运及#2机与系统解列。监护人、操作人严重违反了安规第二章第六条“倒闸操作必须有两人进行”的规定；严重违反了省公司“双五禁令”第二条“严禁无人监护进行操作”、第三条“严禁未经三核对盲目操作”和第一条“严禁不使用操作票进行倒闸操作”的规定。操作人擅自打电话要网控值班人员进行操作，监护人明知由他人代为操作严重

52、违反了安规的有关规定不制止，网控值班员在接到违反有关规定要求其代为操作的电话后，也不拒绝，在无票、无监护的情况下进行操作，从而导致了此次人为误操作事故的发生。（1）值班员安全意识不强，安全观念极其淡薄，严重违反安规、“两票”和“双五”禁令等规定。（2）班组的安全管理和安全教育实效性差，打击违章违纪力度不够。（3）值班员自我保护意识差，没有拒绝电话通知的操作命令。3、事故教训：（1）加强班组安全管理，严格执行“两票三制”和“双五”禁令。（2）加强安全教育培训，提高值班人员安全意识。（3）加大习惯性违章违纪考核力度，严肃值班纪律。（4）完善电气设备五防功能，加强保护自动装置试验，以防误动。6月19

53、日电缆破损造成非电量保护动作，#1机组解列事件1、事情经过：2001年6月19日3：42，#1发变组事故报警，#1主变重瓦斯、压力等保护出口光字牌亮，负荷从180MW降至0MW，#1机组与系统解列。经继电保护专业人员检查，发现#1发变组保护室保护C柜至#1主变就地二次端子箱的发变组非电量保护回路电缆线芯之间及线芯对地绝缘均为零，电检人员检查主变情况正常，确定上述保护动作属保护回路电缆短路引起。进一步检查发现该电缆端子箱内的电缆线芯与外护层剥离接合处起火烧熔在一起，而与之并排的电缆未受损伤，说明在基建安装过程中，施工人员已将电缆损伤，留下隐患，导致电缆起火烧熔，造成保护回路故障。2、原因分析：（

54、1）基建安装时施工质量把关不严，剥离电缆防护层时将电缆线芯绝缘损坏，留下隐患。（2）检修人员设备定检和试验时未能查出隐患。3、事故教训：（1）对#1、2机所有电气保护回路的绝缘进行检查，不合格要进行处理。（2）以后在施工中，对电缆防护层进行剥离时，要严把质量关，不允许出现线芯绝缘受损的情况。（3）交、直流回路不能同一根电缆。七 2002年责任非停事件“1.19”#1机低真空跳机事件1、事情经过:1:30分，机副控赵X X现场巡视检查汽机设备和系统正常。3:15分，机副控吴X 现场巡视检查汽机设备和系统正常。4:01分，汽机副控吴 X 接替主控杜 X 进行#1机组监盘工作，接盘时各DAS和DEH各参数正常。4：57分， #1机BTG盘上突然“ETS真空低跳机”信号发出（当时真空值为82.61Kpa），#1机组解列负荷到“0”，（此前无任何真空低声光报警信号发出），机主控杜 X 等按规程进行事故处理与恢复。于11：46分并入电网正常运行。2、原因分析：（1）运行人员汽机副控吴 X 监盘不认真，DEH、DAS主画面上的机组真空从正常值(-94.32Kpa)下降到-82.61Kpa，且持续时间长达46分钟，却未能发现。运行人员监控过失是此事故的主要