发电一分厂事故汇编

1、 包头电厂发电一分厂事故汇编批准：审核：编写：东方希望铝业包头电厂运行部目 录电气部分Ø 电厂全停事故3Ø 高压厂用变压器冷却器全停保护误动作2号发变组跳闸6Ø 励磁系统通道切换，造成4号发电机组“失磁保护”动作跳机.7Ø 发电机“TV断线报警”异常事件处理. 8Ø 系统冲击造成机组跳闸事故.8Ø 一起由误操作引起的厂用电全停事故.10Ø 厂用设备爆炸、着火事故.11Ø 厂用电不正常切换事故.13Ø 高备变运行转热备用时发生开关非全相开断故障.15锅炉部分Ø 3号炉制粉系统爆发事故.16

2、6; 4号炉1号磨煤机减速机断油轴承损坏.17Ø 5号炉2号排风机侧轴承断油损坏.17Ø 燃油系统泄露着火事故18Ø 6号炉1号磨煤机堵磨造成灭火.19Ø 1号炉切换制粉系统灭火.19Ø 1号炉水位保护动作灭火.20Ø 2号炉灭火后爆燃.21Ø 3号炉灭火.22Ø 3号炉定期排污门检修造成人员轻伤事故.23Ø 除渣系统检修造成人员烫伤事故24Ø 运行人员取粉样跨越皮带被划伤事故.29汽机部分Ø 机组进行卫生清洁误碰2号机3瓦测振仪造成机组跳闸事故30Ø 危急遮断滑阀连杆断造成

3、机组跳闸事故.31Ø 3号机凝结水泵轴承损坏事故.32Ø 运行测振误碰振动检测造成3号机5瓦振动保护动作跳闸事故.34Ø 1号机低真空保护动作跳闸事故34Ø 3号机2瓦振动保护动作跳闸事故35Ø 机组进行卫生清洁造成3号机5瓦振动保护动作跳闸事故35电厂全停事故1 2006年11月11日电厂全停事故1.1 事故前运行方式：电厂侧：220KV 1M：2号主变202、热铝1 回251、热铝 3回253220KV 2M：高备变200甲、热铝 2回252、热铝4回254母联212在合位；1号机组检修，201开关在断开位置。2号机、1、2号炉运行，机组负

4、荷14万KW。铝厂1变侧： 220KV1M：希望1回251、热铝1回253、261266整流变、267动力变220KV2M：希望2回252、热铝2回254、268动力变铝厂1变负荷：37万KW。铝厂2变侧： 220KV3M：热铝4回256、271276整流变220KV4M： 停电并有一组地线274整流机组检修状态，铝厂2变负荷：120MW1.2 事故经过8时39 分25秒， 铝厂侧热铝4回256开关、热铝1回253开关、热铝2回254开关跳闸。同时，电厂高备变200甲、热铝 2回252、热铝4 回254开关跳闸；2号汽轮机超速保护动作关闭主汽门，2、3号炉灭火，2号发电机所有表计归零，220K

5、V系统电压为零，所有辅机停止转动，电厂全停。电气运行人员就地检查热铝4回线出口2546C相刀闸有烧损、变形现象。就地拉开2号主变202开关、母联212开关及相应刀闸，对两条母线及其它元件进行检查未见异常，相关设备测绝缘良好。9时03分32秒，用铝厂侧热铝 1回 253开关给电厂220KV 1母线及热铝3回线（空线路）充电，充电完毕后铝厂合热铝3回255开关时，铝厂热铝3回255开关、热铝1回253开关跳闸。同时电厂侧热铝 1回251开关、热铝3回253开关跳闸，听到热铝1回251电流互感器附近有爆破声，并伴随有烟气。10时53分热铝 1回停电后，联系中调用热铝 2回给电厂220KV 1母线充电

6、，充电良好后，用高备变恢复厂用电源；12时38分电厂热铝 3回线送电；铝厂合热铝3回255开关恢复铝厂2变。1.3 事故原因7点30分，铝厂2变处理274整流机组的2744刀闸，由于做措施时，2743刀闸实际分闸不到位（由于是组合电器，从机构指示看已经到位了）。8点39分，在合上2744刀时，造成3M经过2743刀、2744刀、4M对地放电，后发展为三相短路，造成电厂及铝厂2变全停。电厂值长在全停后，联系用热铝1回将电厂1M及热铝3回线（空线路）充电良好。9时03分32秒，铝厂在没查明故障原因的情况下，将热铝3回255开关合闸，由于故障点没有隔离，导致送电到第一次故障点上，造成了第二次故障，而

7、后，热铝1回和热铝3回线跳闸，电厂1M再次失电。1.4 事故分析 8时39分25秒，事故发生的瞬间，第一个跳开的开关为铝厂侧热铝2回254开关，由距离后加速保护27ms跳闸，该保护动作为误动作；第二个跳开的开关为电厂侧热铝2回252开关，由线路差动保护113ms跳闸，该保护也是误动作，但对故障过程没影响。热铝2回线两侧开关跳闸后，故障过程没有停止，电厂和系统继续向故障点提供短路电流。第三个跳开的开关为铝厂侧热铝1回253开关，由零序加速、距离加速181ms跳闸，该保护也是误动作，电厂侧热铝1回251开关没有跳闸。铝厂侧热铝1回线253开关跳闸后，系统脱离故障，但故障故障过程仍没有停止，电厂继续

8、向故障点提供短路电流，并且这一瞬间电厂和系统解网。第四个跳开的开关为电厂侧热铝4 回254开关，由距离II段499ms跳闸，为正确动作；第五个跳闸开关为铝厂侧热铝4回256开关，由远方启动500ms跳闸，为正确动作。热铝4回两侧开关跳闸后，故障过程停止，整个故障过程持续499ms。热铝4回两侧开关跳闸后，电厂与铝厂2变脱离，变成电厂的2号机单带自身厂用和高备变，形成小网运行，并且2号机由过负荷运行状态过渡到甩负荷运行状态，2号机出现超速趋势，由于2号机超速造成整个小网瞬间电压升高，造成高备变差动保护动作跳闸，为误动作。同时2号机超速达到定值，导致超速保护动作，关闭主汽门，随后2号机惰走，至此6

9、KV1、2、3段厂用电全部失去，1、2号锅炉灭火，电厂全停。注：故障发生时，如果铝厂侧热铝4回256保护能够第一时间动作将256开关跳开，那么本次该故障除了给系统（包括电厂、铝厂）造成冲击外，故障过程瞬间就可消除，不会给电厂及系统造成太大影响。9时03分32秒，铝厂合热铝3回255开关到第一次故障点后，便发生了第二次事故，电厂侧热铝1回251开关、铝厂侧253开关为线路差动保护动作18ms跳闸，为误动作；铝厂侧热铝3回255开关为线路差动保护动作19ms跳闸，为误动作，电厂侧热铝3回253开关远方启动65ms跳闸，为正确动作。本次事故的后果很严重，不单造成电厂及铝厂2变全停，同时造成地区甩负荷

10、80万KW。有人为原因造成这次事故，但保护的拒动和误动，使故障范围扩大了，如果保护正确动作，就不会造成如此严重的后果。1.4 采取的措施1.4.1 对于铝厂热铝2回254开关，由距离后加速保护27ms跳闸，以及铝厂侧热铝1回253开关，由零序加速、距离加速181ms跳闸，都是保护装置错误接线，造成装置开入位置不对，后加速出口跳闸。对此，铝厂已将错误接线改正。1.4.2 对于电厂高备变差动保护的误动，是高备变两侧CT变比不合适，不平衡电流增大造成的，现已将差动保护最小动作电流定值提高，并同时提高比率制动系数，保证了差动保护的可靠性。1.4.3 对于电厂220KV双套母差保护及线路差动保护误动，是

11、保护二次回路接地不良，差动回路受到干扰造成，现已处理，保证了上述保护的可靠性。1.5 补充说明1.5.1 第一次故障时，热铝4回线出口2546C相刀闸有烧损、变形现象，是由于该刀闸流过短路电流，短路电流产生的电动力造成该刀闸变形。1.5.2 第二次故障时，听到热铝1回251电流互感器附近有爆破声，并伴随有烟气，是由于短路电流产生的电动力使电流互感器外壳变形，使外壳上的灰尘弹起，并不是烟气，而是灰尘。发变组事故1 高厂变冷却器全停保护误动作，2号发变组跳闸1.1 事故前运行方式：220KV 1M：2号主变202、热铝1 回251220KV 2M：高备变200甲、热铝 2回252母联212在合位；

12、厂用系统正常运行方式3炉2机运行，主汽母管1010联络门关闭，1号炉滑停1号机过程中。机组18万KW1.2 事故经过 2005年7月29日0时，中班进行1号炉滑停1号机操作。0时50分，2号发变组跳闸（主开关、灭磁开关、厂用工作电源开关跳闸、关闭主汽门），厂用6KV3A、3B段自动切到备用电源，同时2、3号炉汽包水位低，MFT动作，2、3号炉灭火。电气值班员检查2号发变组保护屏，为“3号高厂变冷却器全停”保护动作，就地检查3号高厂变本体无异常，绕组温度55，上层油温50，3号高厂变冷却器两路电源正常。之后，测定2号主变、3号高厂变绝缘也没有问题。1.3 事故原因 事发后，电气检修人员，对3号高

13、厂变保护回路，特别是冷却器全停回路进行详细检查，发现在3号高厂变冷却器两路电源正常的情况下，发变组保护屏确实有全停信号开入，进一步检查发现冷却器全停回路没有经过两路电源开关的闭锁，并且上层油温的开入也没有整定到80，而是当前的50。 以上这些是调试单位接线不认真，并且没有进行模拟试验造成的。1.4 采取的措施1.4.1 对照保护定值清单，明确保护出口是跳闸还是信号。1.4.2 发变组的保护试验应在就地模拟，保证整套保护的完好性。2 励磁系统通道切换，造成4号发电机组“失磁保护”动作跳机2.1 事故经过：4号发电机组励磁调节器输出波动，机组无功负荷正常运行波动达10MVAR左右；2010年08月

14、17日10:50:10 4号机组无功负荷63MVAR ，有功120MW；根据南京励磁厂家人员要求，电气运行丁值张××将4号机励磁调节切至“就地”位置，进行通道切换试验；操作通道切换开关，由“CHI通道”向“CHII”通道切换后，10:50:12-10:50：14秒，励磁电压由213V减到0V此时励磁调节B柜发“限制动作”调节器故障追忆“欠励限制”切手动。无功功率由63MVAR降到-7MVAR。10:50:1510:50:17 励磁电压又逐渐恢复为139V、250、261V然后逐步降低到160V，无功由32MVAR降至18MVAR。励磁厂家认为此现象不正常，立即切回“CHI”

15、此时发电机失磁保护动作造成运行的4号发电机组跳闸。2.2 事故原因 故障发生后，根据故障第一时间发变组故障滤波器采集的信息显示；造成该起事故的主要原因存在两方面：1.励磁调节器的跟踪特性存在迟滞性，无法达到带负荷情况下的无扰动切换。 2.运行人员缺乏针对处理励磁系统异常事件的经验，未能冷静分析、作出准确判断。2.3 防范措施制定了励磁系统通道切换试验方法与励磁系统排险应急预案，指导全员有针对性的处理励磁系统发生的异常与故障；防范本次故障的再次发生。 发变组“TV断线报警”异常事件处理3.1 事件经过： 2011年03月12日22:08 CRT光子牌报“4号机故障录波启动、4号保护B柜发变组保护

16、动作、4号发变组保护B柜其它保护动作”；检查4号发变组保护B柜“复压过流保护动作、发电机电压回路断线信号、发电机低压记忆过流保护BC线电压为零、4号机端电压I BC线电压为零，对发电机电压互感器二次进行全面检查，原因为 3PT C相二次保险熔断，更换后正常。 2011年03月13日01:34 CRT光子牌报“4号机故障录波启动、4号保护B柜发变组保护动作、4号发变组保护B柜其它保护动作”；检查4号发变组保护B柜“电压回路I断线保护动作”、故障滤波来“6号高厂变TV断线启动”，对发电机电压互感器二次进行全面检查 3TV C相无电压；确认励磁系统量测电压量正常，励磁系统工作正常；为防止处理过程中造

17、成3TV所带电压量消失，造成保护误动，运行做出了如下措施：将4号机励磁调节系统切至“手动”运行、退出发电机匝间保护、定子接地保护、低压记忆过流保护、失磁保护；检查3TV 后确认 631与C631二次保险熔断，更换后良好。 2011年03月13日18:13 CRT光子牌报“4号机故障录波启动、4号保护B柜发变组保护动作、4号发变组保护B柜其它保护动作”；检查4号发变组保护B柜“电压回路I断线保护动作”、故障滤波来“6号高厂变TV断线启动”，对发电机电压互感器二次进行全面检查，原因为 3PT C相二次保险熔断，更换后正常。 2011年03月14日06:35 CRT光子牌报“4号机故障录波启动、4号

18、保护B柜发变组保护动作、4号发变组保护B柜其它保护动作”；检查4号发变组保护B柜“电压回路I断线保护动作”、故障滤波来“6号高厂变TV断线启动”，对发电机电压互感器二次进行全面检查，原因为 3PT B、C相二次保险熔断，更换后正常。3.2 事件原因经过4号发电机电压二次回路进行全面细致的检查，最终查明为电缆沟近汽、该电缆存在绝缘降低；经查找备用电缆芯替换该电缆线后，故障彻底解决。系统冲击造成机组跳闸4.1 事故前运行方式220KV I母：1号主变、3号主变、热铝1回、热铝3回、热海1回、1号高备变220KV II母：2号主变、4号主变、热铝2回、热铝4回、热海2回、2号高备变220KV母联：合

19、位6KV联动：1B、2A、3A、3B、4B、5A、5B、6A、6B投入；1A、2B、4A退出4.2 事故经过2010年12月23日11：16 #1机#2机CRT来“发变组保护A柜动作”光字牌，#1机自动励磁A.B柜退出手动励磁柜自投“V/F限制”报警来“2主变冷却器操作电源故障”光字牌.6KVIIB段工作电源切备用电源带，#1、2机有功负荷为“0”，#3机CRT来“#3机220KV侧DL保护出口第一组、第二组跳闸”“#3发变组保护A、B柜保护动作”“#3发变组保护A、B柜主变保护动作”“3机#4高厂变风机启动2高备变A、B柜来复合电压”|“#1B分支过流后加速T1A、T1B、T1C相动作”“6

20、KV4A、4B、5A、5B段工作电源直流消失”光字牌“#2化工变高压侧保护装置异常”“除灰气化风机变高压侧保护装置异常”。2010年12月23日11：17就地检查#1机发变组保护A、B柜来“失磁I段、机端复合电压、差流越限”#1机自动励磁调节A、B柜退出运行，手动励磁柜投入。#2机发变组保护A、B柜来“TV2断线、主变通风启动，C柜来机端复合电压。#3发变组保护A、B柜11：16：35来“发电机低励失磁保护1、2、3、4段动作”，11：16：36来“低压过流保护动作”，11：16：36 “高压侧失灵启动保护动作”。11：16：32来“机端复合电压保护动作”6KV5A、5B段由工作倒备用电源带。

21、6KV4A、4B段母线失电、380V4A段失电，远方拉开6KV4A段工作电源开关，出车至试验位置，就地拉开6KV4B段工作电源开关出车至试验位置，退联动，拉开#2化工变#4除尘变#2空压机高低压侧开关，退联动，合上6KV4A、4B段备用电源开关充电良，检查6KV5A、5B段母线电压正常，将5A、5B段工作电源开关小车拉至试验位置。4.3 事故现象3、4号机组跳闸，6KV 5A、5B、6A、6B段快切动作、备用电源联动正常；6KV 4A段快切装置联动未投，致使该段失电；6KV 4B段失电；4号低工变所带380V 4B段备用电源自投装置动作正常，备用电源联动正常，380V 4A段备用电源自投装置未

22、动作导致该段失电。1、2号机组正常运行，受系统冲击影响，6KV母线电压、380V母线电压降低；转机跳闸锅炉灭火。同时2号主变冷却器控制保险因电压低，冷却风扇多组运行熔断，“2号主变操作电源故障”报警来；1号直流系统旁路屏因380V母线电压低，接触器释放失电，UPS主机系统失电。1号机组自动励磁调节器“V/F限制动作”手动组自动投入，维持机组无功。4.4 事故处理为保障机组3号机组安全停机，运行人员立即赴就地拉开380V 4A段工作电源开关，合上备用电源进线开关恢复对该段的送电；恢复对3号机组顶轴油泵、交流润滑油泵等设备的电源。为防止2号机组因“主变冷却器全停”保护动作跳闸脱网，立即派运行人员对

23、2号主变冷却控制器进行了全面检查，更换了熔断的保险。运行人员恢复1号UPS主机屏及旁路电源屏。1号机组由于排气温度高，锅炉点火迟延无法实现带负荷，通过环并方式，将6KV 1A、1B、2A、2B段倒备用电源带，1号机组安全停机。锅炉迅速点火，将2号发变组拖入同步发电状态。4.5 本次事故中暴露出的问题人员方面：运行人员缺乏临战经验，发生事故时显现的比较慌乱。设备方面：380V 4A段备自投装置未能正常动作，致使该段失电。6KV 4B段工作电源进行开关641A由于分闸机构故障，未能分闸致使备用电源开关未实现正常联动；导致该段失电。 1号UPS主机系统失电4.6 采取的措施加强运行人员素质培训，提高

24、理论技能的同时，培训运行人员反事故处理能力。事后对6KV工作电源进线开关机构进行全面检查。利用1、2号机组B检机会，进行1号UPS系统电源切换试验并进行设备维护。厂用电全停事故 一起由误操作引起的厂用电全停事故1.1 事故前运行方式： 1、3号炉运行、1号机运行，机组负荷80MW；2号机停机过程中；6KV3A、3B段由备用电源带，6KV3A、3B段联动退出；6KV1A、1B、2A、2B段联动投入。1.2 事故经过： 2005年6月17日17时30分，2号机负荷减到零，丁班班长×××组织本班人员进行2号机解列停机操作，由于当时本班人手不够，班长××

25、;×令监护人×××去就地合2号主变中性点接地刀闸，班长自己监护操作人×××进行盘台操作。17时38分拉开2号机202主开关，2号机解列后准备进行灭磁操作。 17时47分，操作人拉开1号机灭磁开关（应拉开2号机灭磁开关），1号发变组失磁保护动作，1号发变组跳闸，1号高备变跳闸（复合电压闭锁过流保护动作），厂用电全停，1、3号炉灭火。1.3 事故分析： 由于操作人员误拉1号机灭磁开关，造成1号机失磁，1号机失磁保护动作后，跳开1号机201主开关，同时跳开6KV1A、1B、2A、2B段工作电源开关，对应备用电源联锁投入，瞬间1号高

26、备变接带了6KV13段的所有负荷，由于1号高备变的容量有限，致使1号高备变因复合电压闭锁过流保护动作跳闸，进而厂用电全失。虽然这是一起典型的误操作事故，但也暴露出6KV系统运行方式的不合理性。1.4 采取的措施：1.4.1 在DCS分灭磁开关的逻辑中增加了主开关的位置闭锁，即只有在主开关处于分闸状态，才能在DCS上拉开灭磁开关，能有效地防止误操作。1.4.2 合理安排6KV厂用系统的运行方式，正常三炉、两机运行时，6KV联动投1B、2A、3A、3B段，保证了系统在各种故障下高备变不过负荷。1.4.3 加强运行人员的安全意识，规范操作。厂用设备爆炸、着火事故1 厂用6KVIIA段电气事故经过1.

27、1 事故前运行方式220KV系统：220KV1母：2号主变、1号高备变、热铝1回、热铝3回；220KV2母：1号主变、热铝2回、热铝4回；220KV母联开关：合位厂用6KV厂用系统：厂用6KV1A、1B、2A、2B、3A、3B段由工作电源带，1号高备变充电备用，6KV1B、2A、3A、3B段联动投入主机设备：三炉两机运行，机组负荷215MW；1.2 事故经过 2007年3月2日16时21分，1号高备变跳闸，甲班值班人员退出6KV1、2、3段联动，检查保护为“A柜高压侧复压过流”，“A柜复合电压”，“A柜差流越限”动作。主厂房6KV2段有浓烟，进一步检查发现6KV2A段备用电源进线6121刀闸及

28、6KV2A段备用电源进线622A开关柜后侧下方被灼烧，6KV2A段运行正常。16时38分值长×××联系中调，申请将1号高备变停电，运行人员拉开1号高备变高压侧1母200甲1刀闸，拉开1号高备变高压侧200甲开关的第I、II组操作直流，拉开1号高备变低压侧6100刀闸，备用电源进线6101、6102刀闸，将6KV1A、1B、2B、3A、3B备用电源进线开关小车摇至隔离位置，并拉开上述开关及622A开关的操作、合闸直流开关。6KV2A段备用电源622A开关及6KV2A段备用电源6121刀闸摇不出。联系砖厂将与622A开关相邻的砖厂变电源停电，各部挂标示牌。17时27分

29、，检修人员打开故障间隔的后盖检查过程中，现场×××触碰6KV2A段备用电源622A开关面板，造成该开关合闸，6KV2A段备用电源开关后下方起弧光，6KV2A段工作电源开关跳闸，6KV2A段失电，2、3号给水泵跳闸，2号炉灭火。检查1号发变组保护A柜为“6KVIIA段A、B、C相分支过流”，“2号高厂变差流越限”，“6KVIIB段接地”动作。此次事故造成三人被烧伤。1.3 事故原因1.3.1 事后检查6121隔离刀闸下触头后面，622A开关下方过电压保护器接线端子有烧痕，暂无法判断第一次故障点的位置。1.3.2 第一次故障后，6KV2A段备用电源进线开关及6KV2A

30、段备用电源进线刀闸摇不出，而6KV2A段还在带电运行，此时带电设备与故障点没有明显隔离点。虽然备用电源进线开关的操作、合闸电源开关已断开，但由于该开关的面板较薄、易变形，所以在有人员触及面板时，带动机械合闸按钮前移，造成开关的机械合闸机构动作合闸，即将6KV2A段的母线电源合闸到第一故障点上，造成三相短路故障。1.4 采取的措施1.4.1 加强现场的统一指挥，由值长统一指挥现场的事故处理，其他相关部门人员指导、配合、协调事故处理。1.4.2 把有权进入事故事故现场人员的规定落实到实处。1.4.3 适时将此类开关停电，将面板上的机械合闸按钮取下，并把开关面板加固。1.4.4 加强运行人员的安全教

31、育，不能随意触及现场设备。1.4.5 加强培训工作，熟悉设备结构，认识危险源。厂用电不正常切换事故1 厂用380V 2B段工作电源开关跳闸1.1 事故前运行方式： 6KV及380V厂用系统为正常运行方式。1.2 事故经过： 2005年11月2日 1时25分，甲班巡视操作员×××发现厂用380V 2B段备自投装置来“PT断线”信号，当班班长×××命令主值班员×××及副值班员×××检查是否为PT一、二次断线。主值班员×××及副值班员×

32、15;×按班长的命令，检查PT一次无异常后，将“低电压保护压板”取下，然后拉开厂用380V 2B段PT一次刀闸，再分别拉开PT二次开关、低电压保护直流开关。检查PT二次无异常后， 1时30分在合上PT一次刀闸时，厂用380V 2B段工作电源开关跳闸，备用电源开关联动投入。同时3号给水泵跳闸，4号给水泵联动投入。1.3 事故分析： 该班在检查PT一、二次是否断线时，以为取下低电压保护压板，并拉开低电压保护直流开关后，就不会发生工作电源开关跳闸，其实以上操作只是退出了母线低压减载功能，并没有退出母线低压跳工作电源开关且联投备用电源开关功能。当值班人员拉开PT二次开关，又合上PT一次刀闸时

33、，BZT装置检测到该母线电压低于定值，则出口（至跳工作电源开关，合备用变一、二次开关），在联动投入的情况下，以上三个回路都接通，既工作电源开关跳闸，备用变一、二次开关合闸。 由于厂用380V 2B段工作电源开关跳闸到备用电源开关合闸有大约1秒钟的失电过程，所以造成3号给水泵油泵跳闸，3号给水泵低油压动作跳闸，4号给水泵联动投入。说明部分：（1） PT一次刀闸的辅助开接点有闭锁BZT装置功能，既PT一次刀闸在合位时不闭锁BZT装置，PT一次刀闸在分位时闭锁BZT装置。（2） DCS上380V联动画面中“工作一次BZT”表示BZT动作后跳工作变一次开关；“工作二次BZT”表示BZT动作后跳工作变二

34、次开关（工作电源开关）；“备用一次BZT”表示BZT动作后合备用变一次开关；“备用二次BZT”表示BZT动作后合备用变二次开关（备用电源开关）；“后加速投入”表示备用电源开关重合到故障时，备用电源开关无延时跳闸。以上五个模块所带的硬接点都接到相应的工作变一次开关跳闸回路、工作变二次开关（工作电源开关）跳闸回路、备用变一次开关合闸回路、备用变二次开关（备用电源开关）合闸回路、备用变二次开关（备用电源开关）后加速跳闸回路中。但主厂房低厂变低压侧有分支，所以主厂房联动画面中没有“工作一次BZT”。1.4 正确操作： 运行中如发现厂用380V备自投装置来“PT断线”信号，应检查该段母线电压是否正常（在

35、DCS上检查即可），然后到就地复归备自投装置，如果告警信号可复归，则“PT断线”为假信号，简单进行外部检查即可；如果告警信号不可复归，则在DCS上退出该段联动（联动画面上的四个或五个模块），然后到就地将该段BZT装置停电，退出PT柜上的“低电压保护压板”，检查PT一次无异常后，拉开PT一次刀闸，打开柜门后检查PT二次，此时PT一次刀闸、二次开关、低电压直流保护开关的分、合不受限制待PT二次检查处理后，然后合上低电压保护直流开关、PT二次开关、关上柜门合上PT一次刀闸，检查PT二次电压正常（就地和远方），投入低电压保护压板，然后将BZT装置送电，检查BZT装置正常后，投入DCS上该段联动（联动画

36、面上的四个或五个模块）。 注：甲班巡视操作员发现的该段备自投装置来“PT断线”信号，此信号为假信号，前一日该PT二次开关作业后进行试验出现的，只要将其复归即可。1.5 采取的措施：1.5.1 增加BZT装置的判据：即原来判据是无压，现在判据为无压且无流。增加此判据后，能真实反映母线是否有电压，可有效防止误操作。1.5.2 加强运行人员的业务学习，使运行人员的日常操作有理论依据。1号高备变运行转热备用时发生开关非全相开断故障1、故障前系统运行方式：220KV I母：1号主变、3号主变、热铝1回、热铝3回、热海1回、1号高备变220KV II母：2号主变、4号主变、热铝2回、热铝4回、热海2回、2

37、号高备变220KV 母联：合位2、故障经过：2010年11月03日 08:30 1号发变组检修后与系统并网；09:45 6KV 2段由备用电源倒至工作电源带；13:20 6KV 1段由备用电源倒至工作电源带；13:46 执行1号高备变由工作转热备用，拉开200甲开关时A、B相开关正常分闸，C相开关未断开，C相开关柜内冒烟、油压大幅下降，开关油箱下盖变形漏油。CRT报“200甲开关压力降低禁止分、合信号”。电气运行人员断开200甲开关两组操作直流电源开关、退出6KV13段厂用联动，通过倒母线的形式利用母联212开关串带200甲将1号高备变停运；然后拉开200甲1刀闸，将612A、612B、622

38、A、622B、632A、632B开关摇至试验位置隔离系统，会同检修进行处理，初步判明分闸二级滑阀组件分闸顶针连杆行程不足，经调整后试验开关正常。2010年12月06日 17:40 1号发变组检修后与系统并网；18:10 6KV 1段由备用电源倒至工作电源带；18:20 6KV 2段由备用电源倒至工作电源带；18:28 执行1号高备变由工作转热备用，拉开200甲开关时，CRT来“高备变压力降低禁止跳闸”、“高备变压力降低禁止合闸”、保护柜来“非全相触点投入”、“复合电压动作”信号、保护柜内第二组操作直流开关跳开；就地检查C相机构箱内分闸线圈烧损。电气运行人员断开200甲开关两组操作直流电源开关、

39、退出6KV13段厂用联动，通过倒母线的形式利用母联212开关串带200甲将1号高备变停运；然后拉开200甲1刀闸，将612A、612B、622A、622B、632A、632B开关摇至试验位置隔离系统，会同检修进行处理，手动机械分闸机构无法动作判明原因为分闸二级滑阀故障，后经厂家更换新组件后故障彻底解决。3、防范措施 本开关出现的两次非全相故障，给予电气运行很大的警醒；为处理开关非全相积累的实操经验；与此同时专业收集资料整理下发了关于发变组发生非全相故障的应急处理并组织学习，提高大家对开关非全相危害后果的认识与处理。 3号炉制粉系统爆发11事故经过：2007年7月8日中班因二期4炉吹管需要从3炉

40、螺旋输送机送粉，20：00燃料开始给3炉2斗上精煤。20：213炉2斗粉仓粉位5.7米。主值班员××开始停止给煤机，磨入口压力冷风开度83，入口冷却风门54，热风门在CRT显示全关。（实际热风门已卡涩）20：23分磨电流74A，20：23：50停止2磨，此时磨出口温度已上升至193。主值班员××、副值班员×××均到就地检查过未发现异常。实际上此时磨内已经着火，运行主值班员××误以为是热风门未关严造成温度高，并到就地校严热风门。在磨煤机停止至00：00时间段内，磨出口温度一直在70以上，主值班员×

41、×、副值班员×××均未向班长、值长汇报。00：33分#4炉粉位低准备输粉，#3炉切换完毕风系统，准备随时启动，此时热风门、冷风门开度、磨出口温度和平时相比较都已显示不正常，且主值、副值在前次停止磨时已经超温的前提下，仍然未引起重视，00：50分副值启动#2磨时，制粉系统爆发。12原因分析：此次#3炉#2制粉系统爆发事件虽然有#2斗上精煤、热风门卡等客观因素，但主要还是运行人员处理事故时的误判断造成，且在系统已经不正常情况下，存在侥幸心理，再次切换系统时已经超温情况下仍然不引起重视，强行启动，才造成爆发事件。并且主、副值发现不正常情况下，事后不做汇报，如果

42、当时及时汇报采取措施，此次事件也可避免。13采取措施：1.3.1按规定控制好各参数，根据煤质情况及时调整。1.3.2加强各规章制度的学习，遇有非正常情况时要及时汇报。4号炉1号减速机断油轴承损坏2.1事故经过：2007年12月17日中班17：03分4炉冲动3机至3000rpm/min,17：20分4炉带3机并网发电，18：15分5炉冲4机做试验，21：45分4炉负荷270t/h,1制粉系统已经运行近3小时，22：42分巡检员×××通知主值×××说1磨减速机与慢传装置摩擦打火花，紧急停止1磨运行。停止后经检查由于缺油轴承已损坏。2.2原

43、因分析：新机组调试阶段，当班操作任务比较多，在发现时，紧急停止1磨运行，经检查后，1磨减速机由于缺油造成轴承磨损。运行人员在机组调试阶段，对设备的检查不到位，对设备是否缺油、阀门的位置在检查时未进行确定。2.3采取措施：2.3.1对设备的巡视检查到位。2.3.2有必要调整时，应在调整后进行观察，判断润滑情况。5号炉2号排风机侧断油轴承损坏3.1事故经过：2008年2月2日丁班20：56分主值×××发现CRT5炉排粉机风机侧轴温不正常上升至30，及时联系巡检员×××检查，当CRT温度升高到56时，就地实测60，停止#2排粉机运行，联系检

44、修人员×××检查，检修人员×××到位后，认为轴温较高，待冷却换油后，于22：20分检修人员同意启动#2排，启动后就地检查有异音，立即停止#2排运行。后经过检查轴承已烧损。3.2原因分析：由于新投运炉组，运行人员对轴承油位掌握不准确，当时油位在1/3位置，在已经缺油后，轴瓦温度已经不正常升高，应该由检修人员仔细检查后再启动，而当时由于热工侧点位置也不是太准确，造成运行人员误判断，认为轴温不是很高，经冷却加油后就会好，在二次启动时造成轴承烧损。3.3采取措施：3.3.1 对新设备重新标定油位线。3.3.2对热工测点位置进行处理。3.3.3

45、严格执行巡视检查标准。6号炉2号角着火4.1事故经过：2008年1月26日中班#6炉在吹管试运阶段，17：21分#6炉副值××在给粉平台检查时发现九米层有油烟，当时想到可能有着火部位，跑回控制室汇报，当再次进现场时，烟气量已经较大，在当值人员全力抢救下，将火源熄灭。造成2角大油枪、小油枪控制柜2制粉执行机构烧损，直接经济损失达到11万元。4.2原因分析：6炉处于调试阶段，现场比较杂乱，由于在冬季，九米层有暖汽排管防寒，泄漏点经过事故后分析查找，是6炉回油快关阀法兰垫嗤开，油雾斜向喷到对面的暖汽排管引起火源。4.3采取措施：4.3.1机组调试阶段，随时对设备进行检查。4.3.

46、2对管路的安装布置尽可能合理。3号炉2号角着火5.1事件经过： 2008年2月6日丁班5：302炉捞渣机因电机从滑道中脱开，需要减负荷处理，锅炉可投油枪只有1、2、4角，（3角因DCS改造后有故障不能投用），锅炉副值××在就地投2油枪时（手动门已开）发现着火，紧急停止油枪及油泵，组织人员灭火。因在平台下部操作油枪，未确认是哪漏，8：00经过通蒸汽试验，油系统法兰等未发现泄漏，因热工平台层压力表未安装，在表头内发现油渍，初步确认是在投油过程中由于管路振动引起压力表门松动，引起火源。5.2采取措施：5.2.1确认热工表计在关闭位置。5.2.2每次投油应确认无泄漏并勤检查。6号炉

47、1号磨煤机煤大造成灭火6.1事故经过：2008年3月1日夜班6炉负荷235t/h,锅炉运行稳定，7：13分排粉机电流由39A降至27A,炉膛负压低II值首出，MFT动作跳闸。6.2原因分析：6炉运行后，由于1磨钢球量未加足，班组内人员调整，副值×××对此套制粉各参数、工况不了解，在磨入口负压已经变正压情况下，未意识到磨煤机已经煤大，7：13分炉膛负压低II值锅炉保护动作。白班接班后由于上班未将原因交清楚，在6炉恢复点火后，再次启动磨时，6炉再次灭火。经过热工配合查找曲线，判断原因是由于煤大后造成锅炉灭火。6.3采取措施6.3.1人员调整要熟悉炉组系统。6.3.2根

48、据工况变化认真调整。6.3.3对工况分析时要将每个工况变化解释清楚。1号炉切换制粉系统灭火7.1事件经过：2007年4月5日中班，#1炉主汽流量288t/h,温度530，压力8.86Mpa,氧量5.5%,炉膛负压-22pa,水位-13mm, #1、#2引、送风机运行，#4、#5给粉机停止，检修一次风管，#13-#16给粉机停运，#2制粉系统停止状态，00：07分#1制粉系统停运，正在切换风系统。00：09分排粉机电流由31.67A降至26A,风速降低， 00：09：46时全炉膛灭火保护动作，锅炉灭火。7.2原因分析：7.2.1 07年4月5日灭火前#1炉主值××正协助班长清

49、洁集控室卫生，副值×××00：08分开始在制粉画面切换风系统，由于当晚#1炉临检后启动，副值×××未对制粉各阀门状态进行仔细对照，以为排粉机入口总门在全开位置，00：09分排粉机电流由31.67A降至26A,风速降低， 00：09：46时全炉膛灭火保护动作，锅炉灭火。7.3采取措施：7.3.1加强监盘工作，对系统变化要随时了解。7.3.2做好人员分配工作，临近交接班更应加强监视。1号炉水位保护动作灭火8.1事件经过：2007年1月19日中班#1炉主汽流量292t/h,温度533，压力9.19Mpa,水位-30mm,#1、#2引、送风机

50、运行，#1制粉系统运行，氧量5.34%，炉膛负压-44pa，#1排电流35.71A，#2排34.7A。锅炉燃烧稳定。23：29 #1炉主给水调门投自动运行，在开度24.37%卡涩，调门自动跳开，小旁路开度39%，23：47水位低III值首出,MFT动作跳闸。8.2原因分析：中班在当班期间内操作较多，灭火前燃烧稳定，当时主值××出去打焦，副值×××在盘前，主给水调门卡涩后调门自动跳开，副值×××没有及时发现，造成MFT动作跳闸。8.3采取措施：8.3.1事故多发于交接班时，做好交接前的各项工作。8.3.2人员应交错进

51、行各项工作，加强盘前监视和调整。9、电气6kvIIA段失电锅炉灭火9.1事故经过： 2007年11月5日中班锅炉负荷366t/h,压力9.17Mpa,汽温537，汽包水位-10mm,氧量5.0,右一减温度372，负压-30pa, #1、 #2磨运行。21：58电气6kvIIA段失电，锅炉MFT动作，锅炉跳闸，全炉膛灭火首出。9.2原因分析：6kvIIA段失电，造成此段所带转机跳闸，锅炉MFT动作。9.3采取措施：9.3.1厂用电消失后，炉必须将转机复位。9.3.2如遇电气低电压未动（吸风机无低电压保护），炉侧须将跳闸转机停止复归。2号炉灭火后爆燃10.1事故经过：2005年12月27日夜班，#

52、1、2、3锅炉、#1、2汽机母管运行。#2炉的运行工况蒸发量348T/h，过热汽压8.66MPa，过热汽温533，汽包水位-15mm，烟气含氧量5.85%，炉膛负压-18Pa，右一减入口汽温383，左一减入口汽温370，右二减入口汽温519，左二减入口汽温517。2套制粉系统运行。#2锅炉轻微结焦，巡检员已经将#2锅炉冷灰斗内的灰渣放净，正在向灰斗补水，灰斗处于低水位。6:46:22 #2锅炉炉膛压力瞬间达到+720Pa，全炉膛无火信号首出，MFT动作、锅炉灭火，同时#1、2磨煤机、#1、2给煤机、#116给粉机、#2排粉机跳闸，来回油电磁阀动作。但是#1排粉机没有跳，#1排粉机电流从33A上

53、升到41A，致使灭火后的炉膛压力从-1174Pa上升到+1700Pa，锅炉爆燃。6:47:20#1排粉机跳闸。灭火后检查灰斗内有大量焦块。10.2事故原因：由于煤种和锅炉设备的原因，造成结焦，3:005:00#2锅炉已经减负荷甩焦、情况好转，但是在6:46:22大的焦块落下，造成锅炉灭火。灭火后#1排粉机延时58秒钟跳闸，在磨煤机、给煤机已经跳闸的情况下，造成一次风大量带粉、进入炉膛后形成爆燃。（#1排粉机延时58秒钟跳闸的问题已处理）10.3采取措施：1、保证脱水仓系统正常运行，避免锅炉不能正常除灰、形成高灰位；2、保证冲灰水泵、渣浆泵正常运行，备用泵必须起到备用作用。避免工作泵故障后备用泵

54、上不来，锅炉长时间不能放灰；3、灰斗的润灰喷嘴、冲灰喷嘴、上部水封槽保持畅通，随时可以向灰斗注水，保持正常水位；4、保持灰斗溢流管畅通，防止溢流管堵塞、大量跑水，造成水封破坏；5、尽可能的合理调配煤种，降低灰份含量、提高灰的熔点、降低挥发份含量。6、避免负荷过大，造成燃烧室温度过高。高压加热器停用时，必须适当降低锅炉负荷。运行人员认真监视，发现各段烟气温度、蒸汽温度过高时必须降低锅炉负荷。7、保证氧量计的准确性。避免出现风量不足，产生较多的还原性气体。如果送风机的出力不足，不可强行提高锅炉出力。8、加强对火焰监视器的检查，发现亮度不够，立即打焦、清除积灰，或联系热工人员处理，避免全炉膛无火保护

55、误动作。9、根据结焦、放灰情况，合理分配三台锅炉的负荷。2号炉因误动造成灭火11.1事故经过：2005年12月30日 白班。锅炉运行稳定、各参数都在规定范围之内。8:48:13#1排粉机停止！#1#8一次风速急剧降低；8:48:15 #1#8给粉机跳闸，炉膛压力降低、汽包水位下降、锅炉燃烧不稳；8:48:18 #1排粉机抢合闸成功；8:48:27 “全炉膛无火信号”来，MFT动作、锅炉灭火。9:00 #2锅炉点火，9:30#2锅炉并汽，恢复正常运行。11.2事故原因： #2锅炉主值班员×××在操作盘台办理工作票时，肘部不甚碰到鼠标，鼠标点开#1排粉机操作画面，随着

56、肘部的移动、光标点击了#1排粉机停止命令，造成排粉机跳闸、锅炉灭火。11.3预防措施：11.3.1运行人员加强监视，防止误操作；11.3.2操作盘台禁止放置任何东西，交接班日志、表纸等放在指定位置。11.3.3在填写表纸、交接班日志或办理工作票时，特别注意鼠标的位置和CRT操作画面，避免误碰。3号炉灭火12.1事故经过：2005年11月14日白班#3锅炉#2碎渣机已经故障18小时，运行人员人工放干灰。锅炉蒸发量226T/h、主汽温度531、主汽压力8.69MPa，#1#12给粉机运行，#1制粉系统运行，炉膛负压及氧量稳定，#1灰斗有一半灰、#2灰斗放完，运行人员已经停止放灰。8：34突然炉膛全

57、无火信号首出、MFT动作、锅炉灭火。8：42#3锅炉点火、升压，9：45并汽。13日入炉煤的化验报告：皮带煤的发热量3735.43Kcal/kg、灰份32.33%；煤粉的发热量4197.28 Kcal/kg、灰份30.79%。当时#1、2锅炉的灰量也特别大。12.2事故原因：经过各有关单位、专业分析，怀疑有以下原因：12.2.1原煤的灰份过高、发热量低。12.2.2锅炉负荷较低。12.2.3大量的炉渣掉落过程中，可能遮住火焰监视器。12.3采取措施：12.3.1加强原煤的混配工作。12.3.2运行人员加强监视FSSS画面中的火焰强度，发现信号减弱及时判断、调整，加强打焦，或联系热工人员处理，避

58、免保护误动。3号炉定排检修造成人员轻伤事故13.1事故经过： 2009-12-22丙班白班，#3炉定排#6下降管#6排污电动门后有一砂眼漏汽，机务提#1052工作票，准备处理该漏点。司炉安排副值做措施。9：08副值×××关闭各定排电动分门后，开启定排低位放水二次门时，低位放水管甩开，致其背部肋骨受伤。班长×××听到异音，赶来将×××扶至检修室内，汇报值长联系公司车将伤者送至医院。9：40专工赶来，协助班长将定排低位放水一次门关闭后，漏汽消除。13.2事故原因：1.运行人员操作有误2.定排各电动分门内漏3.

59、定排低位放水门后缺少支撑架。13.3整改措施1.运行加强新提岗人员培训2.检修处理各定排电动门内漏3.检修在定排低位放水门后加支撑。电厂5.21事故14.1、事故经过第一起：#2炉机务人员×××检修捞渣机过程中烫伤21日机组运行方式：#1、#2、#3炉带#1、#2机；#4炉带#3机；#8炉带6#机运行，总负荷59.1万。中调要求总负荷62万。09:20时 #2炉捞渣机大链胀紧轮东侧脱开（焦块大引起链条卡涩造成的可能性较大），值长×××安排负荷由410T/H降至270T/H。10:00时 机务提工作票（附件NO:006）处理#2炉捞渣机大链胀紧轮东侧脱开，因液压关断门无法关闭，值长×××亲自交待机务班长×××做好防烫措施，10:10时 机务人员开始处理捞渣机大链条脱落。当时液压关断门关不上，因需要抓紧处理缺陷，检修工×××去办理了工作票后，与×××戴工作帽，手套，穿工作服，劳保鞋开始检修，液压关断门关不上一事技术员×××说×××未向其汇报。工作票上工作负责人×××的签字由