鸡西二热2号机组跳闸事故分析报告[合集5篇]

第一篇：鸡西二热2号机组跳闸事故分析报告

鸡西二热 “3.10”事故分析报告

一、事故经过：

事故前工况：1号机组停机检修，2号机组负荷262MW代热网运行，主蒸汽压力15.19 MPa，流量879吨/小时，主蒸汽温度535℃。凝汽器真空-94.2kpa，循环水母管入口压力0.08MPa，回水压力0.055 MPa，三瓦轴振11μm,四瓦轴振2011μm,2号机D循环水泵投入，C循环水泵备用，1号机A循环水泵投入，1号塔停止，2号塔投入，1、2号水塔联络门闸门均在开启状态。

14:40分 1号机巡检员郑某在循环水泵房及水塔巡检时发现2号水塔水位距水塔地面约10cm且水位有升高的趋势，而1号塔水位距水塔地面约有30cm，巡检员将此情况汇报给值长王某，值长会同巡检员去就地查看，判断由于运行的循环水均回流至2号塔造成2号水塔水位偏高，为防止2号水塔溢流跑水，15:04分值长令巡检员在就地电动操作稍开1号水塔防冻门，以保持1、2水塔水位平衡，巡检员电动操作1号水塔防冻门5秒后，便将此阀门按停止位，随后值长去1号水塔查看防冻管开启状况，未发现1号水塔有进水迹象，15：10分便令巡检员将1号水塔防冻门再稍开一些，巡检员随后到水塔就地阀门柜前继续操作开启1号水塔防冻门，操作过程中值长发现巡检员操作的阀门是2号水

/ 10

塔上塔截门，便制止其操作，随后便又到水塔边观察水位变化，15：10：10巡检员意识到错误后，误认为该阀门不该开启，便将此阀门关闭，15:11：07 全关#2上塔门，供回水母管压力都升高到0.3MPa真空开始下降，15:11：10集控室内2号机监盘人员（副值）发现二号机真空下降，便对影响真空系统的画面进行检查，15:12.14 真空降到-92.45MPa，负荷238MW,值班人员（主值）手动启动备用真空泵。当检查循环水泵画面时发现，D循环水泵出口压力由正常运行时的0.13Mpa升高至0.3Mpa,便判断D循环水泵出口门可能误关，15：12：36启动C循环水泵运行，真空仍持续下降，15:13：00 真空降到-88KPa,低真空Ⅰ值报警，负荷229MW，汇报值长，排汽温度涨到56.8℃。15:13：26 真空-80.7KPa, 排汽温度62℃，真空到跳闸值，负荷222MW，三瓦和四瓦轴振开始缓慢上涨；15:13.46 真空-70 KPa，排气温度66.5℃，15:14.10 真空-50 KPa ,排气温度74℃，负荷215MW；15:14.40 真空-20KPa，排气温度85℃，负荷190MW;15:15.10真空0 负荷180MW,排气温度101度。15:15.18 排气温度144℃，主机和小机排大气门爆破，负荷179MW，15:16.05监盘人员(主值)发现2号机冷却水塔上塔门由原来的全开位变成全关位，便令就地操作的巡检郑某立即开启此阀门，一分钟后全开。15：16：39主值开始减负荷，15：20：00机组负荷减到100MW,随后值长在 2 / 10

厂房外听到爆破声跑回到控制室，汽机专工、能耗部副主任、生产副总经理(运行副总兼能耗管理部主任当时因事不再现场)等管理人员听到声音后几乎同时跑到集控室，15：23：08负荷减到37MW,15：24：29负荷减到0，排气温度227℃，没有打闸（误认为可以在线处理排大气门），15:27.44 排气温度240度，三瓦轴振涨到74μm，四瓦涨到108μm，生产副总经理令机组打闸。检修处理完毕后18:48 启动真空泵抽真空，当时排气温度已经降到88℃，20:33 机组并网。

二、事故原因：

1、巡检人员郑某误关#2机组上塔门，造成循环水中断是本次事件的直接原因。

1号机巡检郑某在对公用循环水系统阀门操作时，未及时与集控室监盘人员联系，在对1号水塔防冻门二次操作时，未认真核对阀门名称及状态，误将2号水塔上塔门进行开启操作，当发现操作有误时，又错误的将此阀门关闭，导致2号机凝汽器循环冷却水不流通，2号机组真空急剧下降，最终机组停机。

2、主保护没投，没有按规定快速减负荷是排大气门爆破的主要原因。由于2号机组低真空保护从2月29日启动后未投入，导致此次2号机组真空下降到机组跳闸值-80.7kpa时也未动作跳机，致使机组低压缸排气门动作。

3、键盘人员事故处理能力不强，是造成处理延误的又

/ 10

一原因。2号机集控监盘人员由于经验不足，对真空下降情况判断有误，不能第一时间发现真空降低的原因，机组发生异常时处理不当，导致事故的发生。

4、运行人员和管理人员有章不循，没有严格执行规程，是造成事故处理延误的直接原因。2号机组低压缸排气门动作后，值长忙于联系外围系统操作及向省电网公司汇报，未及时下令将机组打闸停机。主值和单元长没有及时快速减负荷。

5、循环水阀门标识是临时标识，没有设备的双重名称。给运行人员误操作带来隐患。（见图片）

6、运行方式不合理，此运行方式由于4台泵的性能不同，入口取水点的位置不同，不同的两台泵组合，对两个水塔水位的影响也不同，此次事故正是由于两台运行泵取水点都在水塔联络沟道，使两个水塔水位产生较大偏差，又恰恰是为了调节水位偏差时发生了误操作事故。

三、暴漏问题：

1、没有严格执行规章制度，运行管理不顺畅。本次误操作事故的直接责任者为2010年大学毕业生，在此次操作过程中，表现出对设备系统不熟悉，业务技能水平不高，现场实际操作经验不足，对运行操作最关键的“四对照、四把关”工作要求不掌握、不执行。本次事故，虽操作人员第一次接到操作指令时，操作正确；但第二次接到相同的操作指令时，就错误地操作了另外一个阀门，说明操作人在 4 / 10

没有听清楚操作命令的情况下就进行了第二次操作，后期在监护人发现错误时，下达事故处理命令后，慌乱操作，反映出二热公司运行人员的安全生产培训工作，没有针对提高专业技术水平和工作能力、提高应急情况下的处理能力、制定出切实可行的培训计划，使生产人员的岗位、技能培训工作针对性不强。从而使没有多少工作经验的操作人员，在普通的操作中，犯下低级错误，酿成机组跳闸停机事故。从当事人讲述操作的经过来看，也反映出操作人、监护人在操作时，没有对此次操作引起足够的重视，没有对操作的危险性认真分析，存在思想麻痹现象。并在操作过程中没有和集控监盘人员进行联系就擅自操作，存在操作随意。也丧失了错误操作发生后，监盘人员第一时间能够从运行参数上发现错误并第一时间进行事故处理的时机，说明我们的运行管理还不够顺畅，各级岗位的责任制没有得到有效落实。

2、系统运行方式管理规定不完善，没有循环水系统优化运行管理规定。

此次事故发生前循环水的运行方式为两机一塔运行方式，此方式是二热公司循环水系统在进入冬季后长时间运行的一种方式，但在运行规程中、技术措施交代本，系统变更记录本等技术措施材料中，没有对此运行方式从运行操作、注意事项、改变系统运行方式等做任何规定。也没有技术管理人员对集控运行人员培训、交代等管理痕迹。暴漏出我们的运行规程、技术措施等规章制度修订不及时、不完善、不健全，规章制度得不到有效的落实，技术管理人员培训责任

/ 10

没有落实。

此运行方式由于4台泵的性能不同，入口取水点的位置不同，不同的两台泵组合，对两个水塔水位的影响也不同，此次事故正是由于两台运行泵取水点都在水塔联络沟道，使两个水塔水位产生较大偏差，又恰恰是为了调节水位偏差时发生了误操作事故。说明我们的技术管理还存在着较大的差距，对特殊运行方式的合理性分析的不够，没有采取有针对性的防范措施，给事故的产生埋下了隐患。

3、三讲一落实工作开展不够扎实、不全面

本次误操作事故的次要责任者是当值值长，在进行操作前，没有对此次操作进行讲解，对主要操作步骤、注意事项、危险点、防范措施没有对操作人进行交代，且在下达操作任务后，也没有抓住关键环节、关键点，做好重点监护，没有采取有效的防范措施，在操作人员对要进行的操作重视程度不够，工作态度随意、操作思路不清晰的情况下。发生错误操作后，由于没有掌握操作失误后的有效应对措施，最终酿成事故。

从事故的发生经过来看，反映出鸡西二热公司的三讲一落实工作开展的还不够深入，还没有做到事事讲，基础性工作开展的还不够扎实。生产人员在日常工作中，对“讲任务、讲风险、讲措施、抓落实”没有深刻理解，没有掌握这四个环节工作的要点；对三讲一落实工作中“讲风险”，缺乏思想认识；反映到具体工作中，表现出没有安全风险意识，工作随意。

4、不严格执行规程，事故处理混乱。

/ 10

本次事故，运行人员有两个方面工作严重违反运行操作规程。一是在执行重要操作时操作人员没有及时联系监盘人员；二是处理过程中没有按照规程规定快速减负荷。

监盘人员和操作人员不联系，监盘人员对操作后产生的结果就没有做到有效的处理。错过了最佳事故处理时机，暴露出二热公司在巡检操作时随意性大，运行管理存在的诸多管理漏洞，相关规章制度没有严格落实，组织措施和技术措施流于形式，工作层次不清晰，管理比较粗放。

在事故发生后，15:11：10发现真空下降到排大气门爆破共4分多钟，没有快速减负荷，5分钟半后才开始减负荷。暴露了运行人员对紧急停机条件不熟悉，单元长没有起到事故处理指挥作用（当时值长没在集控室），对产生的后果估量不足，思想麻痹。也没有及时汇报部门和公司领导。负荷从179MW减到0用了近8分钟，减负荷过程中虽然能耗管理部专工、副主任、公司生产副总经理已到现场，但对机组状况了解不清楚，对事故处理没有落实岗位职责，有怕担责任的思想，请示上级领导对主要的操作下达命令，耽误了事故处理的最佳时机，造成了损失的加重。暴露出各级人员对本岗位的工作职责掌握不清，执行力和执行能力不足的现状。制度落实还存在较大差距。生产指挥系统混乱。

5、主保护管理制度和热工逻辑投退管理执行不到位。鸡西二热2号机组从启机后，在机组运行稳定后，低真空保护一直没有投入。这种运行方式，已经严重违反运行规程的工作要求。这暴露出鸡西二热技术监控管理工作混乱、7 / 10

热工保护投停制度执行不到位，汽机运行专工、热工专工等技术监控管理人员没有尽到本岗位的技术监控管理责任。本次事故过程中，2号机组真空下降到机组跳闸值-80.7kpa时，机组未动作跳机，造成主机低压缸排气门及小机排气门全部损坏，扩大了事故范围。使2号机再次启机时，因为抢修设备，延时2小时左右。说明运行人员对规程掌握不好，执行规程不到位。

6、安全生产责任制没有逐级落实到位

运行操作规程明文规定“凝汽器真空低于极限值-80.7kpa时要紧急停机”，且要求相关生产人员必须严格执行。事故发生后，现场管理人员没有果断采取措施，任由2号机组在排气门爆破后，继续运行、形成容易造成机组大轴弯曲的危险局面。在主要领导下达停机命令后，才进行打闸停机。这反映出现场管理人员，存在一是对自身工作岗位的安全生产责任制没有把握清楚，在关键时刻没有执行自己的工作职责；二是存在对工作标准没有准确掌握的不自信。从这个问题可以看出，鸡西二热的运行管理人员，还需要从专业能力上进行提高，把握自己工作岗位应尽的责任。

鸡西二热本次停机事故，反映出的安全生产问题是多方面的。通过本次事故的现象看问题本质，可以发现鸡西二热在责任制落实、规章制度落实、技术监控管理、三讲一落实活动开展等工作方面，存在规章制度执行不到位、责任制落实不到位等诸多着管理粗放现象。

鸡西二热要深刻清醒的认识本次事故的性质，高度重视

/ 10

本次事故中发现的问题，从“两落实”的角度上深度分析当前安全生产的症结，制定切合实际的整改技术措施，认真合理的落实整改时限和责任，保证问题整改按期完成。抓住以“两落实”为重点的安全生产管理主线，健全完善各级岗位责任制，强化每名员工履责的意识，必须将三讲一落实、“两票三制”、技术监控等基础性安全管理工作做细、做实，保证人身及设备安全。要强化制度的完善和学习，加强各级管理人员的培训和考试，强化责任制落实和执行力，为安全生产工作奠定坚实基础。

四、整改措施：

1、实现循环水系统阀门远程调整操作，并增加限制条件，从逻辑上避免该系统阀门的误操作。

2、建立健全完善的热工保护投停制度，并严格执行。理顺热工逻辑测点强制管理情况，实行审批手续。

3、加强能耗部人员的技术培训工作，特别是新上岗及串岗人员的培训工作，提高操作技能，增强其操作的风险意识，提高判断异常和故障的能力，严格按照操作规程处理事故。

4、按照“四查一改”的管理要求，再一次梳理能耗部各级管理人员的管理责任，堵塞管理死角，根据存在问题制定针对性措施，狠抓班组基础管理工作，规范日常操作，制度落实到位，对公用系统操作制定相关要求及规定，并做好相关的监护工作。

5、完善标准票库，执行监护制度。

/ 10

6、完善设施标准化，要标明双重名称。

7、能耗部完善防止误操作技术措施和管理措施，明确运行调整操作具体是哪些操作，以便于执行。

8、全面修订和补充运行规程，对于发生设备异动或者特殊运行方式，在没有临时补充前禁止进行试运和操作。

附件1：开关柜照片

附件2：历史曲线

/ 10

第二篇：灯泡贯流式机组事故分析报告

湖南友源工程监理咨询科技有限公司

HUNAN YOUYUAN ENGINEERING SUPERVISION AND CONSULTING &

SCIENCE AND TECHNOLOGY CO., LTD

监理联系单

长联字8#［2012］第001号

长洲电站8#机组事故分析报告

一、8#机组发生事故情况简要介绍

2012年4月23日上午8:30，我部监理熊玉江同志在8#机组调速器油压装置旁观察和记录油压装置油泵启动和停止时间。到9点钟时，1#油泵停泵，油罐压力为6.3Mpa，机组运行正常，此时油罐的油位为1米，调速器机械液压柜仪表显示导叶开度为80%，轮叶开度为70%。此时，我部监理谢荣兴同志从8#机组转轮室层上至11.85米层对熊说“8#机组的震动很大，运行声音不正常”。

9点10分左右，油压装置2#油泵启动，熊从油罐旁观察油泵启动情况，当走到2#油泵时，听到了3#备用泵随即也启动了，当其转头看油罐的油位计时，油罐翻板油位计急剧下降。熊马上跑到调速器控制柜前看到轮叶在往全关动作，导叶开度还停留在80%的开度。当轮叶关到0%时，导叶才开始关机。

从油压下降开始起，泡头内还有强大的压力油流声，导叶和轮叶都全关后，油压装置油泵还在不停地运转。电厂运行人员到达8#机组现场后关闭轮叶的开关腔球阀，因球阀侧压力过大关不了，运行人员又找来加长杆方才关闭。

此时，我部熊工又进入到泡头内看到受油器体下游侧仍在继续喷油，大约持续了5分钟。停止喷油后，经我部熊工检查发现操作油管和受油器体的下部有摩擦发黑的痕迹。熊又到轮毂高位油箱层，发现高位油箱室地面都是油，油雾很大，漏油箱也装满了水。

二、事故相关概念性问题的认识

1、根据在轮叶开度关闭到零位时，导叶的开度还停留在80%，这一运行状况表明，笔者认为能否这样解释，在这一瞬间事故中，传感器的钢丝绳的拉紧度、反馈信号、协联关系就被破坏了，因此轮叶提前关闭，导叶的关闭就滞后了。

双调机组轮叶与导叶的协联关系曲线有两种方式得到，一种可从模型曲线上计算出来，一种是由原制造厂家提供的协联曲线中换算得到。

一般在发电工况下，对应7个分界水头，不同轮叶开度对应有相应导叶开度表，在协联关系曲线上轮叶从0~100%，每隔5%取一个点，共21个点。逐点输入与轮叶行程相对应的导叶行程，并经过定位试验和行程传感器定位试验及一系列的动态试验，即形成了控制程序——导叶与轮叶开度协联的随动性。

2、对转动部件左右螺栓设计理念的认识

一般的设计理念倾向于左螺栓，如阿厂、东方厂都有这方面的要求，而哈厂从50年代起则倾向于右螺栓的设计理念。

左螺栓在机组启动时有松的趋势，停机时有紧的趋势，而右螺栓则反之。综合历来发生事件证明，不论何种设计理念，关键是止动措施采取的程度有很大的关系。

3、事故的隐患具有一定的连续时间量变，而事故突发则是量变积累后质变的结果，发生时间短而快速。

三、8#机组发生事故根源

8#机安装投运至今已经有4年多时间，期间经历过一次B修，但未动操作油管。因厂家设计每根中管只有一端有铜瓦，而在这次事故抢修中发现原机组安装时由于第三根中管装反，导致第二根中管连接处没有铜瓦。此安装疏忽严重违背了图纸要求，这是造成此次事故的主要原因。

经初步分析，机组在长期频繁启停和运行中，由于内管在第二节管接距6m范围内无导向支撑（图纸要求3m左右有一轴承，见图一），以致造成内管套筒连接处所点焊的四点（点焊强度不够）陆续开裂，一直到4月23日9:05分时，由于机组发生大的震动，短时间内促使内管承接处全部脱扣，造成跑油和事故停机（见图

二、图

三、图

四、图五）

在此需说明一点，如果认为第二节内管管套丝扣是在一个长时间内脱开到里程约50mm，那种情况的可能性不大。因为如果是此种情况那么势必会影响传感器反馈信号的传输，破坏轮叶与导叶开闭的协联关系。假设有此种情况存在，那么在每次开停机和机组运行中，中控室会要发现的，所以说管套慢慢脱开到约50mm的情况可能性不大。

四、事故造成设备损坏情况

一是第二节内管弯曲约30mm；二是下泄水锥与上泄水锥连接法兰脱开、上泄水锥上12个M30螺孔内丝扣被拉掉约20mm深；三是受油器与外管配合间隙处有磨损，并有发黑的痕迹；四是受油器支架弯曲变形、基础板焊缝开裂。

其他还有开腔浮动瓦磨损严重，外管与浮动瓦配合的关腔部位因干磨形成锥度，靠下游侧大1.3mm，盘车检测受油器，开腔最大摆度+0.32mm，关腔最大摆度+0.36mm。

在这次抢修拆卸中，推力轴承面向下游10点钟方位和1、2、3点方位的四块正推力瓦有掉块现象，其他推力瓦有环状划痕，镜面有多条环形轻微磨痕。

桨叶接力器缸内壁在1#、2#桨叶之间的方位有较严重的锈蚀状水垢，结垢区弧长约1100mm、高度350mm。从检查情况分析，应该是停机后该部位长时间处于下方，缸内油中含水导致出现锈蚀结垢。

另外，按照厂家图纸描述，在转轮体上找到了全关刻度线，但未能找到全开位置和中心位置刻度线，在桨叶上也没有找到相应的记号。

这次抢修中还对泡头垂直、水平支撑进行了全面检查未发现异常，这说明不是因泡头存在有摆动和下沉的现象而导致受油器的磨损及支撑变形。

1、下泄水锥脱开受力分析

当内管连接处失去密封和脱扣到最大口径的一瞬间，从桨叶开启腔来的一股高压油经内管向下游冲向泄水锥空腔内，在969t力的作用下，使下泄水锥法兰脱离。

经初步计算有如下计算数值

a、下泄水锥承压直径是取大小直径的平均数，再计算受压面积与6.3Mpa相乘得969t；

b、下泄水锥及轮毂腔内设计水压要求0.3Mpa计算，只能承受46t的力，泄水锥在运转中内外受力是复杂的，这在模型试验和设计时已考虑过了，可能数值还要偏大。

c、上泄水锥法兰连接螺栓为M36，8.8 级，36个，应力计算为586t（取中碳钢应力值σ=1600kg/cm2）

d、下泄水锥法兰螺栓为M30，8.8级，24个，计算应力为271t（取中碳钢应力值σ=1600kg/cm2）

综合上述数据看来，发生破坏常在设计应力最小处，即下泄水锥法兰连接部位。

2、内管弯曲受力分析

a、桨叶关闭时活塞操作力为955t b、最大正向水推力606t a-b=955t-606t=349t 如考虑349t的力再消耗在构件的重力，操作机构的传动和摩擦力上，据初步估算还约有50t的力，由油塞缸体带动，作用在内管的轴向移动上（因时间关系没有过细地计算）。

为此，当内管一旦伸脱到大于55mm时，机组又在事故停机时以50t的力将内管挤压在第一节外管缩口处发生弯曲缩短约30mm，使轴向运动变轨形成一种不规则的力从而引起受油器和支架的形变及间隙磨损加大。

五、事故中跑油点及跑油量的估算 基本上有五股油的跑向：

a、一股油从开启腔高压油进入内管→轮毂供油管→轮毂油箱（0.5m3容积）→地面；

b、一股油从开启腔高压油进入内管→轮毂内→泄水锥法兰开口→转轮室内； c、一股油从开启腔高压油通过浮动瓦磨损间隙→密封筒→轮毂供油管→排油管→漏油箱；

d、关闭腔高压油→浮动瓦磨损间隙→排油管→漏油箱；

e、关闭腔高压油→甩油环（52）→U密型密封（102）→受油器盖（57）→外部地板（见图6）；

根据调速系统压油槽、集油箱及轮毂油箱容积和油位下降情况以及时间上的分析估算，此次事故跑油约10t左右。

六、结束语

因笔者掌握的资料和台账记录不全，以及水平有限，在编写和分析中难免会存在有疏漏或不足之处，敬请沈总、林总和生技部给予指正。

友源监理公司长洲项目部 二○一二年六月二十四日

主送：长洲水电公司沈总、林总、生技部

拟稿：

第三篇：火电厂机组fmt跳闸原因分析

火电厂机组跳闸原因分析

一、事件经过 1、16：06分，6号炉MCC A段母线失电，6A、6B、6C磨煤机跳闸，首出“润滑油泵停止”；6A一次风机跳闸，首出“润滑油泵全停”；6D、6E、6F磨跳闸，首出“一次风母管压力低”；炉MFT，首出“丧失燃料”，发电机跳闸。就地检查MCC A段电源开关“零序保护”报警发出，动作电流1.17A； 2、16：40分，就地检查MCC A段所带负荷绝缘良好，恢复送电； 3、19:42分，#6机组并网。

二、发现问题及原因分析

1、#6炉MCC A段跳闸的原因是由于其电源进线开关零序保护动作，动作电流值（二次值）为1.17A，大于设定值1.03A，0.5秒，属正常动作，经换算一次零序动作电流为187.2A。

2、#6炉MCC A段跳闸后，发电部积极排查各支路负荷，测试绝缘情况，没有发现异常，重要负荷相继送电。经现场调查，MCC A段所带负荷在跳闸前只有炉顶电动葫芦外委检修单位作业，在电动葫芦的提升电机操作过程中突然失电,通过调取DCS画面MCC A段运行电流发现这段时间电流确有波动。对炉顶电动葫芦的动力回路进行检查，绝缘合格。但发现炉顶电动葫芦就地隔离刀闸开关熔断器违规采用铜丝代替铅丝，起不到保护作用，此外，MCC A段上炉顶电动葫芦电源进线开关型号为VL160H，ln=63A（设计型号为3VU16，ln=25A），整定电流为0.9倍的额定电流，瞬时过载设定为8倍额定电流，根据动作曲线（动作时间大约10秒），保护动作滞后于#6炉MCC A段电源进线开关的零序保护（0.5秒）。因此，本次MCC段越级跳闸主因为外委施工单位在炉顶电动葫芦调试过程中有单相接地故障（事后，外委施工单位承认违规取用检修电源，造成单相接地），且就地隔离刀闸开关熔断器违规采用铜丝代替铅丝，MCC A段炉顶电动葫芦电源开关实际额定电流为63A（大于设计额定电流25A），以上两级均没有起到保护作用，造成MCC电源开关保护越级跳闸。3、6A一次风机的跳闸首出为“润滑油泵全停”。经分析，当#6炉MCC A段跳闸后，6A一次风机润滑油站失电，两台泵全停，根据DCS逻辑，两台泵全停直接跳风机，导致6A一次风机跳闸。同时，由于工作电源切换到备用电源大约3秒左右，而连锁启动的指令脉冲时间也为3秒，出现了电源切换后，连锁启动的指令脉冲已消失的情况，导致润滑油站的备用油泵未能启动。4、6A、6B、6C磨煤机跳闸，由于其就地控制柜采用了双电源切换装置，但在实际运行中一旦发生主电源失电，在切换到备用电源的过程中会发生“润滑油泵和液压油泵全停“的情况，根据DCS逻辑，润滑油泵或液压油泵停止没有延时直接出口跳磨煤机。

三、预防措施

1、按项目外委，责任不外委的原则，检修公司应加大对外委单位的监管力度，加强对外委设备修前、修中、修后的检查确认工作，及时发现问题，把安全隐患消灭于萌芽状态。

2、检修公司应在25日前完成对#

5、#6机组有条件停电的PC、MCC级电源开关容量及保护定值核实工作，检查各开关设计容量、开关实际容量和实际负荷容量三者是否一致。

3、检修公司应对#

5、#6机组MCCA段至各吊装电源负荷进行检查确认，对开关熔断器违规采用铜丝代替铅丝的现象进行排查整改。

4、检修公司应加强对热、电专业人员的DCS逻辑培训，加强沟通和配合，提高整体业务水平。

5、针对一次风机备用润滑油泵未联起事件，DCS逻辑里一次风机的跳闸条件“润滑油泵全停”应加延时以躲过双电源切换时间及备用泵启动时间，应延长一次风机润滑油站备用油泵连锁启动指令的脉冲时间，确保备用油泵可以连锁启动后，与一次风机允许润滑油泵停运时间相匹配，保证一次风机可以正常运行。要求检修公司按照厂部要求对逻辑进行核查和完善，条件允许时做好切换试验。

6、咨询设备有限责任公司关于润滑油泵和液压油泵全停是否可延时跳磨煤机，答复可延时5秒，但磨煤机减速机厂家不同意加上此延时，目前发电部已将#6机组C、D磨的润滑油、液压油油站的电源切换为由保安段带，#5机组在有停磨机会进行电源切换。

7、要认真吸取教训，举一反三，坚决杜绝类似事件重复发生。

第四篇：2006年“8.3”韩城电厂全停同时引发韩二机组跳闸事故剖析

2006年“8.3”韩城电厂全停同时引发韩二机组跳闸事故剖析

盛夏8月，骄阳似火，西北电网迎峰度夏进入关键时期。8月3日15时48分，大唐陕西韩城发电厂因人为事故造成全厂失压,同一时刻，西北电网单机容量最大的大唐陕西韩城第二发电厂两台60万千瓦发电机组相继发生跳闸。

关键时刻，西北网调当值调度员显现出过硬的业务素质和沉稳的心理状态。15时48分，当值调度员依据调度自动化系统提供的电网运行信息，准确分析判断，当即调令安康电厂加满出力并紧急开启水电备用机组，同时，令陕西省调立即加满备用出力，迅速消除西电东送断面严重过载，尽快恢复电网频率。15时 50分，全网频率恢复正常。15时50分－15时54分，安康电厂4、2、3号机组相继并网。仅6分钟，西电东送断面潮流降低至65万千瓦，主网以最快速度重新恢复到正常运行状态。

在这次事故处理过程中，西北网调当值调度员在间接调管设备发生故障对主网安全造成严重威胁时做到了判断准、反映快、指挥得当，未造成电网限电，快速准确的处理避免了可能出现的重大电网事故，保证了电网安全，同时为陕西省调及时处理韩城一厂失压事故创造了良好条件。

“8.3”事故引起了西北电监局、西北电网有限公司、陕西省电力公司、大唐陕西公司等各方面的高度重视，西北电监局专门组织调查组对事故进行了调查，韩城电厂和韩城二厂也对事故原因进行了分析，事故原因已基本查明。事故暴露的问题，在目前网厂分开的体制情况下，具有一定的代表性和普遍性。专家呼吁：堵塞安全漏洞和管理死角，刻不容缓，需要引起政府综合管理部门的高度重视。

事故原因基本查明

“该跳的未跳，不该跳的却跳了。”一位专家形象地描述“8.3”事故的起因。

2006年8月3日，大唐发电公司陕西韩城电厂1、3、4号机组运行，共带18.5万千瓦负荷；330千伏系统闭环运行，110千伏系统为固定方式运行。韩城二厂全接线运行，1、2号机组共带95万千瓦负荷。

当日，韩城电厂在3号主变旁进行防滑加固工程测量工作，15时48分，工作人员在回收测量绳（0.8mm细铁丝）时，测量绳摆动引起3号主变110千伏侧C相引线对测量绳放电，继而发展为对330千伏B相引线弧光短路。3号主变差动保护动作，3304（3303开关拒动）、1103、1303、163、633甲、633乙、3号机MK开关跳闸，330千伏3303开关因跳闸出口继电器焊点虚接拒动，“该跳的未跳”，引起330千伏韩金线金锁变侧线路接地距离II段动作，330千伏韩西禹线韩城二电厂侧线路接地距离和零序保护II段动作，开关跳闸，韩城电厂与系统解列、全停，本厂直供负荷全部损失

韩城电厂3号主变故障同时，韩城二电厂1、2号主变零序过流保护动作，1、2号机组（容量各60万千瓦）跳闸。经查，韩城二厂1、2号主变原整定值为2.5秒，后电厂将定值改为0.5秒，较330千伏禹西韩线II段保护（定值0.8秒）快，致使保护配合上失去了选择性。“不该跳的却跳了”，在韩城电厂3303开关拒动时，韩城二厂1、2号主变先于330千伏禹西韩线动作跳闸，切除了1、2号机组，造成事故进一步扩大

这次事故对西北电网的安全稳定运行造成了极大影响，事故共造成系统失去出力113.5万千瓦，9个110千伏变电站失压，损失负荷20万千瓦，系统频率最低降至49.58赫兹，西电东送断面潮流最大达到138万千瓦，超动稳极限72万千瓦。由于电网运行方式安排得当，网、省调度人员判断准备，处理果断、及时，避免了可能引发的陕西大面积停电事故。

事故暴露的问题

据专家介绍：“8.3”事故暴露的问题非常突出，在目前网厂分开的体制情况下，具有一定的代表性和普遍性。尤其是当前在涉网电厂的安全技术管理、继电保护和安全自动装置等反措落实、机组保护定值计算与管理等方面，存在着较多的安全漏洞和管理死角。堵塞这些漏洞和死角，刻不容缓，必须引起政府综合管理部门的高度重视。

其一、这次事故暴露出部分发电企业对涉网部分设备的重视不够，对有关涉网设备反事故措施如“十八项反措”等落实不力，特别是对继电保护、安全自动装置及其回路的安全管理未能达到电网安全稳定的要求。

其二、部分电厂片面强调自身利益，不顾电网整体安全要求，违背电网技术原则和设备、自动装置配置标准，不执行或变相执行电网调度部门下达的定值，造成系统某一原件故障时误动甚至造成扩大事故。

其三、网厂分开后，相关电网企业与电厂之间的技术管理和监督的职责和权限不清，也是造成事故的重要因素。客观上造成了电网企业与电厂之间沟通渠道不畅，电网企业对现有电厂的技术指导和专业管理缺少约束力，对新建电厂的并网安全技术措施和条件审定难以到位。

电网企业疾呼：明确各方职责

“8.3”事故引起了电网企业的高度重视。西北电网有限公司积极配合西北电监局等单位查找、分析事故原因，并针对事故暴露出的问题，及时采取措施并加强监督落实，杜绝同类事故再次发生。

1、切实加强对并网电厂涉网部分的安全管理，各省（区）电力公司要主动做好服务和宣传工作，向各发电企业重申和强调，确保电网安全是电网企业和发电企业必须共同承担的责任和义务，必须按照电网的客观规律加强技术协调和管理，共同来保证电网安全。督促各发电企业务必高度重视大机组故障对电网安全稳定运行的影响，认真吸取事故教训，按照“十八项反措”的要求，结合实际，查找事故隐患，认真分析研究，尽快落实防止大电网事故的组织措施和技术措施。

2、各省（区）电力公司要认真吸取此次事故教训，深挖、排查潜在的不安全隐患，防微杜渐，落实事故防范措施，做好大电网安全运行工作。在做好直接管理的发、供电设备的安全管理和运行管理同时，必须加大与发电企业的联系交流和沟通，进一步加强对发电企业的技术指导和安全监督。

3、要加强对涉网电厂的继电保护技术监督工作，建立健全相关的制度和规定，坚决杜绝不符合并网条件的机组并网运行。为确保电网运行安全，在政府部门和电力监管部门未下发新的规定之前，要求今后涉网电厂容量在20万千瓦及以上机组的后备保护定值必须经直调调度部门核准后方可应用。

4、针对事故中暴露出的问题，要求组织调管电厂开展继电保护专项检查工作。

5、各省（区）电力公司迅速安排对调管电厂涉网保护进行监督检查，并要求对监督检查中发现的问题进行长期跟踪监督，对影响主网安全稳定运行并长期不予整改的的机组，在上报电监局的同时，严禁并网运行。

专家指出：欲彻底杜绝同类事故再次发生，必须从根本上堵塞安全漏洞和管理死角。为此，西北电网有限公司提出建议：政府主管部门和电力监管机构尽快研究出台并网发电厂涉网部分的专业管理、技术管理以及电网企业对并网发电厂的专业技术监督管理办法，明确各方的职责。

这样的事故值得警惕。保护配置方面确实也需要值得注意：“经查，韩城二厂1、2号主变原整定值为2.5秒，后电厂将定值改为0.5秒，较330千伏禹西韩线II段保护（定值0.8秒）快，致使保护配合上失去了选择性。“不该跳的却跳了”，”，严重的后果！

第五篇：冷轧SVC跳闸事故报告2011.05.03

冷轧SVC跳闸事故报告

一、事故及检查经过

2011.05.03日17：19时，冷轧SVC系统在运行过程中5次滤波器不平衡保护（差压）动作跳闸，SVC现场19512、19513开关跳闸。

检查SVC系统5次滤波器保护装置事件记录发现5次滤波器相电流突变为二次值5.6A，零序电压为二次值165V；5次滤波器保护整定为过流3.3A、0.5S，差压（零序电压）9.5V、0.1S；故差压保护属正确动作跳闸。检查SVC系统其余装置及后台监控系统均无任何动作和异常报警信号，检查冷轧变电所35KV及10KV系统均无异常。

将SVC改成检修状态后，检查SVC室内可控硅阀组及室外TCR电抗器及3、5、7、11次滤波器一次设备外表均无放电、烧伤痕迹，进一步检查5次滤波器所有一次设备（放电PT、电容器、电流互感器、电抗器、避雷器等）的绝缘和性能参数均正常，检查所有一次设备的连接均可靠。检查电压互感器（放电PT）的二次电缆没有发现短路和接地现象，加入5次滤波器保护装置的零序电压A通道模拟电压显示正常，检查5次滤波器保护装置整定值与方案相符。在检查完了SVC一次设备和二次设备均正常后，将SVC控制系统动作信号复归后准备灯亮申请送电，SVC系统送电后运行正常，查看3、5、7、11次滤波器零序电压均小于0.1V，SVC后台监控系统无任何报警信息，随后冷轧主轧恢复生产SVC工作补偿正常。

二、事故原因分析 1、5次滤波器中性点零序电压瞬时升高是造成SVC系统跳闸的主要原因。

三、整改措施

1、联系中冶赛迪及厂家对SVC现有设备参数和补偿整定重新进行核算，对3、5、7、11次滤波器发生PT谐振过电压的可能性进行评估。

2、分别测试SVC由3#主变带主轧、平整机满负荷运行和由2#主变带主轧、平整机满负荷运行工况下的10KVⅢ母线功率因数、电压波动、和谐波电流、电压发生量。

根据攀信公司的谐波测试报告，尽快对SVC的补偿效果给予评估。

3、根据SVC的设备运行情况，组织对SVC常见易损设备和关键设备的储备。

2011-05-04