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1、火力发电生产典型异常事件汇编大唐国际发电股份有限公司2010年12月第三章 电气篇第一节 短路故障停机1、母线接地刀闸处沉降导致母差保护动作停机1设备简介某厂变电站220kV母线2117接地刀闸型号为JW6-252。2事件经过2009年6月10日14时17分，1号机组2201开关跳闸，母联2212开关保护动作跳闸，热南一线2251开关跳闸，1号机组跳闸、锅炉灭火；发变组保护报“外部重动2”动作。网络继电器室两套母差保护报“母差动A相”；热南一线线路辅助柜失灵装置报“A相失灵启动”、“A相过流”，I、线圈跳闸指示灯“Ta，Tb，Tc”亮；热南二线线路辅助柜失灵装置报“A相失灵启动”、“A相过流”
2、。变电站就地检查发现：母线2117接地A相地刀上移距母线侧刀口约300mm左右且有放电痕迹，2117接地刀的B相也有上移现象。3原因分析进入汛期连续大量降雨，据当地气象部门报告2009年6月9日一天降雨量更是达到47.4mm，达到年平均降雨量的8.4%。由于变电站设备基础设计为天然地基不打桩钢筋混凝土独立基础，连续降暴雨后，造成变电站2117地刀基础及附近区域回填土沉降，致使2117地刀A、C相混凝土基础倾斜，相间距离变大（2009年6月11日经设计院、施工单位、电厂共同监测，确认2117地刀A、C相水泥柱顶部分别向外侧偏斜36mm、85mm）。由于地刀传动连杆尺寸固定，相间距离变大后导致传动
3、轴角度变化致使2117地刀A相动触头转动上移，造成2117地刀A相动、静触头放电，母线母差A相保护正确动作：热南一线2251开关、母联2212开关、1号机组2201开关跳闸；2117接地刀的B相也有转动上移现象，但移动距离较小，未造成放电。4整改措施1）采取临时措施，将变电站母线接地刀闸连杆拆除并将接地刀闸三相刀闸杆全部固定、防止误动。2）组织设计院、施工单位对变电站内母线接地刀闸处沉降的地面进行检测、处理；并组织对全厂重要建筑物、设备基础进行全面检查、沉降观测，对发现的隐患立即组织消除。3）对变电站内发生基础沉降的元件支撑水泥柱采取加固措施，防止再次发生基础偏斜现象。4）对变电站内的排水设施
4、进行完善；并延伸对全厂的排水设施进行检查。5）加强巡回检查制度落实情况的监督管理，提高人员素质以保证巡检质量，增加土建设施的检查内容。电气点检标准增加相关土建设施内容，同时完善土建点检标准，按要求开展基础沉降观测工作并做好数据分析工作。图一:变电站I母2117接地刀闸三相动触头故障后移位图二：电气一次系统2、主变内部低压侧短路造成停机1设备简介某厂发电机型号为SQF-100-2，北京重型电机厂生产，额定功率为100MW，额定电压10500V，额定电流6470A，功率因数 0.85，接线方式 YY，1982年11月投入运行。1号主变压器型号SFPSB1-150000/220，保定变压器厂制造，容
5、量为150000/150000/150000kVA，变比为242+22.5%/121/10.5kV，接线组别 Y0/Y0/-1211，产品序号795S16-1，1982年11月投入运行。2事件经过事故前运行方式：220kV双母线运行，2203、2211开关运行于四母线，2201、2202、2212开关运行于五母线，1、2、3号机组正常运行，1号机组带100MW有功负荷。2005年6月21日12时53分，110kV侧#171、发电机出口2201开关、MK开关、厂用6kV#8、#24开关突然掉闸，汽机主汽门关闭；电气主控室事故喇叭响，2201开关控制盘发“保护动作”信号光字, 备用电源开关#100
6、、#9、#25开关自投成功；1号机与系统解列。发出的电气光字信号：1号机控制及仪表盘发“保护装置TV断线”、“录波器动作”、“保护动作”、“通风故障”、“通风故障”、“FLG故障”；高低压备用变控制盘发“装置故障及保护动作”；1号高厂变发“A分支保护跳闸”、“B分支保护跳闸”、“A分支保护合闸”、“B分支保护合闸”、“第一套保护动作”、“第二套保护动作”。保护装置动作情况：1)1号主变保护盘：两套802主变保护装置“启动”、“信号”灯亮、主变非电量804保护装置“启动”、“信号”、“跳闸”灯亮，主变802装置主变复合电压保护动作，804装置主变温度高保护动作。2)1号发电机保护盘：两套801装
7、置“启动”、“信号”灯亮。一套TV3断线保护，录波器动作。3)1号高厂变保护盘：6kVA、B备自投装置“跳闸”、“合闸”灯亮。1号高压厂变两套803保护装置“启动”、“信号”灯亮。803保护装置高厂变复合电压保护动作。由于故障当时2201开关控制盘发出“保护动作”信号光字，立即组织继电保护人员对保护装置动作报告进行检查分析，在上述开关掉闸时按双重化配置的保护装置中只有主变压器非电量保护（WFB-804）跳闸灯亮。动作报告显示：主变非电量保护装置中主变温度高保护动作启动全停出口继电器，造成2201、171、01、MK开关、厂用6kV#8、#24开关掉闸，而其他保护均未动作出口，发电机故障录波器波
8、形显示发电机A、B、C三相电流、三相电压、有功功率等参数均无异常变化。在检查1号主变系统无异常并确认开关掉闸原因后，运行人员将1号主变温度高保护压板断开，开始进行1号机组零起升压鉴定。当日19时18分，运行人员合入011刀闸，合1号机MK开关、01开关，合DZ1、DZ2开关后升发电机电压，1号机静子电压升至9500V时，电气主控室事故喇叭响，1号机控制盘“主变轻瓦斯”、“主变重瓦斯”、“TV断线”、“保护动作”、“录波器动作”信号亮。1号机MK开关、01开关跳闸，运行人员手动切除DZ1、DZ2开关。1号主变保护装置动作情况：主变重瓦斯动作，主变差动B、C相动作，两套主变802保护装置“启动”、
9、“信号”灯和“跳闸”灯亮，主变804装置“启动”、“信号”、“跳闸”灯亮。主变东西两侧压力释放器动作，变压器油泻出，同时低压侧B、C相套管底部与变压器本体的连接螺栓迸开，造成变压器油从裂缝中外泻；变压器本体北侧加强箍两处焊点开裂。电气一次系统图3原因分析1)事故当日气温达38，变压器温度偏高，认为变压器温度高与环境温度升高有关。1号发变组保护于2004年5月改造后投入运行，装置为许继公司WFB-800型微机发变组保护装置，改造前原晶体管式主变温度高保护配置为主变温度到75时，只发“主变温度高”光字，没有掉闸回路。2004年2月，由本厂、设计院、生产厂家三方参加的1号发变组保护改造设计联络会上，
10、明确1号主变温度、压力释放、冷却器全停只发信号，不掉闸，而设计院及生产厂家在设计装置和回路时都设置了主变温度高掉闸回路并设“主变温度高”压板，继电保护人员及运行人员均未发现此压板投入后连通全停掉闸回路，而认为只是发“主变温度高”信号光字，因此将该压板投入，在主变温度高时动作掉变压器三侧开关。2）经对造成变压器短路的支撑角铁检查发现其焊接部位只有1cm左右，而其他部分均为虚焊。1号主变于1979年出厂，1982年12月投运，至今已运行23年，由于变压器存在上述制造缺陷，其支撑角铁长期在重力作用和所支撑重物的压力作用下下沉，造成与其下方的C相低压侧绕组引出线铜排绝缘距离小于放电距离，形成接地短路产
11、生弧光，弧光击穿绝缘油引起 B、C相相间短路，变压器瓦斯保护和B、C相差动保护动作。4整改措施1）请厂家技术人员对照图纸对1号发变组保护装置二次回路进行细致的检查，并对保护装置的出口矩阵进行逻辑检查。2）举一反三，加强继电保护的日常维护和校验工作，消除“重装置轻回路”的思想和行为，对其它保护装置，利用设备停运机会进行检查，对改造保护要彻底检查。3）今后在改造、校验工作中要详细检查保护出口及控制回路，尤其是改造工作要把好质量关和技术关。4）将1号发电机定子接地保护由原9秒发信号，改为0秒发信号，以便及时发现发电机定子线圈及其引出线以至变压器内部低压绕组的接地故障。3、猫爬到主变低压侧母线导致差动
12、保护动作1 设备简介某厂4号主变压器为保定变压器厂1998年生产的三相风冷强迫油循环有载调压三圈电力变压器。型号为SFPSZ180000/220 ；额定容量180000/180000/120000kVA；额定电压230/121/10.5kV。2 事件经过2007年2月14日2时42分，发“4号机录波器动作”，“4号主变保护动作”，“ 3kV7段备自投动作”，“3kV8段备自投动作”光字。4号主变“纵联差动”保护动作，2204、104、04号开关掉闸。厂用电系统自投正确。就地检查4号主变低压侧地面上有一只被弧光烧死的猫，主变低压侧套管及母线有放电痕迹，经继电保护确认4号主变“纵联差动”保护动作正
13、确，经厂领导研究决定请示调度批准，5时35分，4号主变系统升压至额定，检查4号主变系统未见异常，汇报调度，5时55分调度下令4号主变充电。6时37分，4号主变充电正常后，7时16分并列4号发电机。3 原因分析原因为猫爬到主变低压侧母线软连处A、B相之间，引起相间短路。4号主变“纵联差动”保护动作，104、2204和04号开关掉闸，机组停运。4 整改措施1）防止小动物进入电气设备反事故措施仍需加强和完善。2）全面检查我厂关于防止小动物进入电气设备反事故措施的管理和落实工作，要求全厂各部门检查防止小动物进入电气设备反事故措施落实情况。3）在室外升压站两侧大门处加装挡板，在铁栅栏上敷设铁板网。4、大
14、风掀翻屋顶盖砸坏主变电缆套管造成全厂停电 1 设备简介某厂#4主变型号为SFPSZ-18000/220；额定电压230/121/10.5kV，保定变压器厂制造。接线组别YNYHD11, 冷却方式OFAF,3相，胶囊式保护。#6主变系统106-0刀闸至106开关110kV电缆套管（共三只）由美国G&W 电力公司生产，产品代号PAT130A，产品序号114-98-0292(损坏的一只)，电压等级115kV，穿芯电缆规格，800mm2。220kV母线两条出线与系统连接，4号主变中性点27-4，7-4接地刀闸合入，110kV出线带地区负荷，循环水为六台机公用。#0甲高压变做3kV18段备用电源（当时带
15、#2机3kV3、4段）。#0乙高压变做3kV912段备用电源。2事件经过5月17日16时04分, 大风将106-0刀闸西侧集水井小屋的顶盖掀翻（顶盖重650kg，4.724.2m，由角钢和玻璃钢制成,见图），砸落在6号主变压器110kV侧106-0刀闸A相电缆套管上部，对106-0刀闸围栏放电，造成6号主变差动保护动作，106、2206、06开关掉闸；随后4号主变差动保护动作，104、2204、04开关掉闸。#1发电机有功负荷由90MW突升至107MW，#3发电机有功负荷瞬间由50MW升至100MWW又回落到85MW，同时周波迅速下降。16时05分，#1机发“强磁动作”、“110kV电压回路断
16、线”、“发电机电压回路断线”光字牌。汽机盘发“主汽压力低”信号，给水压力下降，值班人员看到周波已降到27Hz，于 16时05分47秒解列#1、#3发电机。16时06分，#0甲高压备用变电源中断，全厂厂用电电压到零，循环水泵失去电源，循环水中断。#5发电机开始落真空，16时15分5号机低真空保护动作发电机掉闸，至此发电厂停止对外送电。由于1、3号机负荷维持不住110kV地区负荷，发电机负荷先升后降，周波急速下降，16时10分，1、3号发电机表计指示到零，切1、3号机。经请示中调，16时30分经114开关由系统反送电，厂用电恢复，18日2时45分1号机组恢复发电。3 原因分析1）被卷起的截门井小屋
17、的顶盖，砸落在6号主变压器110kV侧106-0刀闸A相电缆套管上部，对106-0刀闸围栏放电，造成6号主变差动保护动作，106、2206、06开关掉闸，是造成这次事故的直接原因。2） 6号主变差动保护动作，1秒钟后4号主变差动保护动作，104、2204、04开关掉闸（事故发生后对#4主变取油样进行色谱进行分析，#4主变的总烃达到240L/L，其中乙炔含量达到40L/L。同时对#4、#6主变本体进行了电气常规检查试验（绝缘电阻、直流电阻、直流耐压及泄漏电流、绝缘油耐压强度试验）和各绕组变形试验。通过电气试验，也发现#4主变A相低压绕组直阻值比上次试验值小的多，其误差为4.74%远大于规程标准，
18、而绕组变形试验也发现此相线圈有轻微变形。由于4号、6号两台110kV、220kV联络变压器掉闸，1、3号机共发140兆瓦，而地区负荷为290兆瓦，机组无法平衡地区负荷，转速迅速下降，低于2800r/min时, 汽机调速系统无法正常工作。由于主油泵转速低，致使调速油压过低，造成油动机关闭，主汽门掉闸，切断了汽轮机进汽，机组被迫停机，失去厂用电，造成全厂机组停运，是造成这次事故的主要原因。3）3号机解列后110kV母线失电，厂用备用0号甲变压器失电，循环泵全停，5号机真空下降，低真空保护动作停机。4整改措施1）安装机组高周和低周切机装置，各台机组设置不同定值，事故时依次切除。2）当单台联络变压器运
19、行时，申请中调110kV与系统合环。3）事故时，在系统无恢复趋势时，当周波低于47HZ或电压低于80%UN、或者周波高于52HZ时，值长有权下令切除一台或多台发电机。4）当220kV两条线路传输负荷，单条线路有功功率超过100MW、无功功率超过80MVar时，调度接到值长申请时应及时进行调整。5）为防止两台联络变压器同时故障、110kV侧负荷严重不平衡，厂内无法调整的情况发生，调度应尽量控制通过#4、#6变压器传送的功率。6）加强培训，提高运行值班人员处理事故能力。5现场照片6附图5、6kV共箱母线对伴热电缆放电导致停机1设备简介某厂3号机组为600MW亚临界湿冷汽轮发电机组，高压厂用变为三绕
20、组分裂式变压器，有载调压，型号为SFZ-63000/3150031500，额定容量63/31.531.5MVA，额定电流1653.3A/2886.8A-2886.8A，接线方式Dyn1-yn1。高压厂用变压器低压侧分支共箱母线型号为BGFM-10，额定电压为10kV,额定电流6300A，正常运行时母线导体的最高允许温度90，外壳最高允许温度70，母线导体镀银头最高允许温度105。冷却方式为自然冷却。共箱母线导体是用导电率较高的铜母线制成，采用支柱绝缘子支撑，对于矩型导体在两组支持绝缘子之间装有间隔垫，三相导体被封闭在同一金属外壳内，外壳上部装有检修孔。2事件经过1）2004年10月4日23时3
21、0分，3号机组有功负荷410MW,A、B、C、D、E磨运行。23时31分，光字牌发“发变组保护动作”、“汽机跳闸”、“炉MFT”信号，发电机解列、主变压器跳闸、大联锁启动联跳汽轮机、锅炉；6kV备用电源自投成功。2）经检查发变组保护A、B屏高厂变差动保护均启动，发电机高压厂用变压器B分支共箱封闭母线通往6kV母线室段第一道竖直弯道处（母线室外）伴热电缆多处被击穿烧断。3原因分析1）从故障录波波形分析，高厂变B分支的电流有明显突变，故障现象明显。高厂变高压侧电流波形有明显的畸变并且瞬间升高到18000A，高厂变差动速断保护定值为2.51PU，从一次值折算到二次值已达到10PU，超过保护定值，继电
22、保护动作正确。根据故障录波图形分析判定是厂高变低压侧B分支三相短路。2）厂高变低压侧B分支三相短路的原因是共箱母线短路点处伴热电缆安装不规范，有突点造成母线A相对其放电接地，A相放电后弧光造成三相短路（伴热电缆始终处于停电状态）。4整改措施1） 施工单位在施工过程中要严格按照电力建设施工、验收及质量验评的有关标准控制好基建安装过程质量，加强对隐蔽工程安装验收把关工作的管理，严格工艺、工序纪律，提高施工人员认识，从施工的各个环节把好质量关，从根本上避免因基建施工遗留的安全隐患造成影响机组安全稳定的事件发生。2）施工监理公司严格施工过程中的质量监督、施工结束后的验收和签证，对隐蔽项目的验收不能存在
23、丝毫侥幸心理，把好质量关，坚决不放过任何死角和安全隐患，确保类似事故不会在后续投产机组再次发生。3）针对其它6kV共箱母线可能存在类似的安全隐患，将6kV共箱母线伴热电缆拆除。6、6kV共箱母线连接螺栓对外壳放电导致停机1设备简介某厂1号机组为600MW亚临界湿冷汽轮发电机组，高压厂用变为40000kVA三绕组分裂式变压器，无载调压，型号为 SFF-40000/22，额定容量40/20-20MVA，额定电流1050/1833/1833A，接线方式Dyn1-yn1。高压厂用变压器低压侧分支共箱母线型号为BGFM-10，额定电压为10kV,额定电流6300A，正常运行时母线导体的最高允许温度90，
24、外壳最高允许温度70，母线导体镀银头最高允许温度105。冷却方式为自然冷却。共箱母线导体是用导电率较高的铜母线制成，采用支柱绝缘子支撑，对于矩型导体在两组支持绝缘子之间装有间隔垫，三相导体被封闭在同一金属外壳内，外壳上部装有检修孔。2事件经过1）2003年9月24日，某电厂1号机组负荷450MW，A、B、C、D、F磨煤机运行，厂用电自带，起备变备用。22时45分，发变组差动保护动作，1号高压厂用变压器差动保护动作，“6kV母线接地”报警光字发出，发变组解列，联跳汽轮机、锅炉MFT；6kV备用电源自投成功。运行人员检查发现6kV配电室内有黑烟，6kV B段工作进线开关和进线PT下部冒烟。立即将6
25、kV B段工作进线开关61B拉出检查，并通知维护人员处理。 2）经专业技术人员检查发现如下问题：（1）1号高压厂用变压器B分支共箱母线上口垂直段（下进线），靠近61B开关处共箱母线三相对地短路（6kV开关室下电缆夹层内）。铜母线连接处螺栓对瓦棱板及共箱母线外壳放电。（2）共箱母线正面瓦棱板、铝外壳箱体烧熔，铝外壳箱体C向所对放电点熔成约100200大小孔洞。（3）铝外壳箱体两侧面有过热痕迹；三相铜母线连接处12条螺栓不同程度烧熔，有明显放电痕迹，C相右上角螺栓头已全部熔化；铜母线直线段三相绝缘热塑套被烧损，母线排无放电痕迹，无大面积灼伤痕迹，表面完整，较光洁；铜母线直线段穿墙绝缘套筒（进6kV
26、开关室）有爬电痕迹，C相较严重（绝缘不能建立）。（4）共箱母线靠近开关上口的四组瓷支柱绝缘子表面上有熔渣；共箱母线内部瓷支柱绝缘子伴热电缆有受热灼伤痕迹。 3原因分析1）根据对事故残留物检查发现有一根铝丝残体（直径约1mm，长25mm，一端有明显烧熔痕迹，另一端齐头），在B段备用进线共箱母线箱体上方与瓦楞板结合部遗留有少量焊条，在进行封堵时由防火腻子推进并被腻子粘住，经过较长时间后向下弯曲，致使母线安全距离减小，造成母线排连接螺栓对箱体和瓦棱板放电，进而造成相间短路，差动保护动作，机组跳闸。2）机组投产后因没有停机检查、检修机会，共箱母线带电运行，致使此安全隐患较长时间没有被发现。4整改措施1
27、）严格施工过程中的验收和签证，尤其是对电气隐蔽工程的验收应加强监督检查，确保施工质量。2）严格执行定期清扫各电缆夹层的规定，保证电缆夹层内部清洁无杂物。3）执行点检标准中关于定期测温的规定，保证开关接口、电缆接头处于有效监控之下（尤其是隐蔽工程）。7、6kV封母进水发电机差动保护动作停机1设备简介某厂发电机型号为QFSN-300-2-20，采用水氢氢冷却方式。2事件经过2007年05月11日，机组有功负荷300MW，双套吸、送、一次风机运行，1、2、3、4、5、6号制粉系统运行，两台汽泵运行，电泵备用。19时25分，发电机解列、汽轮机跳闸、锅炉灭火。检查发现厂用盘6kV厂用A段自投成功，但6k
28、V厂用B段工作电源进线163号开关红灯常亮，备用电源进线182号开关绿灯闪亮，6kV厂用B段母线电压为零；OD段电源进线141号开关绿灯闪亮；00号低压变供380V工作IVB段580号开关自投成功，380V工作IVB段电压正常，检查380V工作IVB段、380V保安IVB段所带负荷设备正常；复归上述开关手把。检查发变组保护柜“高厂变差动”、“发变组差动”报警。发变组返回屏光字牌：“A柜主保护动作”、“A柜后备保护动作”、“B柜主保护动作”、“B柜后备保护动作”、“C柜主保护动作”、“A柜高厂变差动差流超限或CT断线”、“厂用A分支PT断线”。厂用屏光字牌：“6kVIVB备用分支差动”、“低压公
29、用备用变BET回路故障”、“ 4号高厂变B分支跳闸”。事故后检查情况：1）6kV B段电源开关柜：三相主绝缘桶上帽边缘、底座螺丝对车体均有放电痕迹。2） 6kV B段电源进线封母：封母箱内部分三相母线上有多处金属斑点，在6.5m层封母竖直部分的底部有积水，且此处的母线上有较大的一块金属斑点。此段封母有四块盖板明显鼓起变形。B分支封母邻近一根穿过12.6m楼板的管子,楼板接缝处密封不严,封母箱体外部有明显水流溅落的痕迹。3）厂变B分支PT柜的母线上A、C两相下部的支持绝缘子有弧光闪络的迹象，一相母线的拐角处有放电痕迹。4）6kV B段电源进线封母CT的外绝缘发黑。3原因分析由于当时天下大雨，机房
30、窗户不严，雨水从窗户流到6.5m机组高厂变B分支封母上，水汽致使箱内绝缘降低，产生弧光过电压，三相母线多点放电，6kV母线流向故障点短路电流约2.28kA，4号发变组保护A柜发变组差动、高厂变差动、B柜高厂变差动保护动作停机。4整改措施1）加强室内封闭母线的管理，在竖向布置的封母盖板上加装密封条，加强封母的日常点检。2）在检修时重视封母的严密性检查，对边沿变形的盖板进行检修调整。利用机组检修机会对全厂封母的内外部进行一次详细检查，发现问题及时处理。3）编写可研报告，将一期少油断路器改造为真空断路器，提高运行设备的安全性。4）考虑对封闭母线进行包绝缘处理，提高母线的相间、对地绝缘强度。5）加强机
31、房窗户管理，雨天加强对窗户的检查。第二节 母线失电导致停机1、机组6kV厂用电配电柜进水造成停机1设备简介某厂#4发电机型号为2H670960/2-VH。2事件经过2006年2月12日，#4机组负荷280MW，#41、#42、#44、#45磨运行，汽泵运行，#42循环泵运行，#41循环泵备用，AGC运行，厂用电为正常运行方式，消防水系统正常运行。环境温度一直在零度以上。15时55分，监盘人员发现#41循环泵自动启动，#42循环泵电流显示由绿变紫，盘上未发任何信号。16时00分，副值班员就地检查4.2m励磁间消防水管爆裂，漏水严重，水流沿电缆桥架流到6kV配电室4BBB段封闭外壳上，紧急联系值长
32、停消防水泵，关消防水分段门，开其放水，并组织人员进行清理积水。16时05分，6kV厂用4BBB段工作进线开关4BBB02掉闸，备用开关4BBB03未自投，4BBB段失电，立盘发“6kV马达故障”、“380V马达故障”、“主变冷却器故障”等信号，4BBB段所有马达掉闸，锅炉负压超限保护动作，锅炉灭火，汽机掉闸，发电机逆功率保护解列，其他#4保安段、#4公用变、#4空压机变失电，低压侧开关掉，备用或母联开关自投。3原因分析3.1机组掉闸原因分析现场检查发现#4机4.2米灭磁电阻小间消防箱入口处管弯头爆裂，爆口为长方形62.593mm（当时消防水系统压力有0.8MPa），大量消防水泄漏流入6kV厂用
33、电配电室，造成4BBB段配电柜进水，4BBB段失电，6kV设备掉闸，机组负压保护动作掉闸。3.2 4BBB02开关掉闸原因分析经检查集控及6kV盘柜无任何保护掉牌，进一步检查分析，由于6kV段负荷盘二次控制设备进水，导致保护继电器F10二次接线端子短路，造成出口继电器K40动作，该继电器动作后将正电源送入电源进线、备用进线开关，造成进线、备用进线开关出口跳闸继电器K39动作，该继电器动作后，在DCS系统发B41保护动作信号，DCS系统接受到该信号后，跳进线、备用进线开关4BBB02、4BBB03。3.3消防水管泄漏原因分析经金相检查发现，基建期间安装消防水管材质为铸铝，铸造存在缺陷，有缩孔和气
34、孔，且制造质量工艺不良，厚度偏差较大，薄处2.9mm,厚处4.2mm，偏差1.3mm，局部应力集中,造成爆裂。1）消防水系统管道弯头制造质量差，在投产不到10个月的时间就发生了爆裂。2）对配电室设计安装的消防水系统危害性认识不足，没有采取切实可行的防止消防水泄漏措施，导致水淹配电室事故的发生。3）各级人员监督、检查不到位，没有及时发现消防水系统存在的缺陷，不能及时将隐患消除在萌芽状态。4整改措施1）及时组织人力、物力对地面积水进行清理，打开门窗，加强通风，并对进水的6kV厂用电配电柜进行了干燥处理，共擦拭、吹扫了18台开关柜，全部进行了绝缘和耐压测试。2）把#4机组配电室内的消防水系统全部进行
35、隔离，杜绝消防水管穿入配电室。3）进一步排查布置或穿越配电室的暖汽、消防水、自来水、雨水管管道，摸清底数，制定整治方案，全部进行改造，防止同类问题的重复发生。2、厂用6kV B段失电导致停机1设备简介某厂机组6kV厂用电由备用电源开关（3BBA03、3BBB03、34BCA04、34BCB04）带，6kV厂用段3BBA、3BBB工作进线开关（3BBA02、3BBB02）在工作位置，且操作电源在断开位置。其6kV厂用段接线方式如下图：故障前#3机6kV厂用电系统运行方式2事件经过2005年1月4日11时50 分，机组长令切换厂用电运行方式（厂用电由启动变倒为高厂变自带），根据操作命令和操作步骤，
36、11时56分，在将6kV厂用段3BBA、3BBB工作进线开关（3BBA02、3BBB02）恢复热备用时（即合上操作电源开关），6kV3BBB段工作进线开关3BBB02开关自动合闸，备用开关3BBB03开关自动掉闸，约4分钟后，工作进线开关3BBB02开关也自动掉闸，而备用开关3BBB03开关因逻辑闭锁未自投，造成6kV厂用3BBB段失电。厂用电部分失电，导致机组主要辅机设备掉闸，难以维持机组运行，12时02分，汽机打闸，锅炉灭火，发电机逆功率保护动作，解列#3发电机。3原因分析3.1 3BBB02开关自动合闸原因分析3.1.1 #3机厂用电快切装置采用南京东大金智MC-2000型快切装置，由D
37、CS控制，此次事故原因就是由于DCS系统逻辑回路组态不合理造成的。3.1.2 DCS系统中快切装置3BBB段的逻辑回路（CBQ02）RCM模块合闸指令发出后一直保持，但受其它条件（3BBB02开关的断位信号、3BBB03开关的合位信号、高厂变分支有电、启备变分支有电等信号）的闭锁，当送3BBB02开关的操作电源时，由于合闸指令一直存在，满足合闸条件，使3BBB02开关合闸，由快切装置动作使3BBB03开关自动断开。同样，快切装置3BBA段的逻辑回路（CBQ01）也存在以上问题。3.2 3BBB02开关跳闸原因分析3BBB02开关跳闸原因不明。但引起跳闸的主要原因可能有以下几个方面：3.2.1
38、3BBB02开关机构有问题，引起偷跳，目前查开关机构没发现异常。3.2.2 保护动作引起。当时没有任何保护动作信号，由保护动作引起可能性很小。3.2.3 MC-2000快切装置误动作引起。3.2.4 DCS控制系统有3BBB02开关的分闸指令。4整改措施1）就地检查3BBB02开关合、跳闸回路的绝缘情况， 用500V摇表，测得绝缘值为500兆欧，绝缘良好。2）就地检查3BBB02开关机构未发现异常情况。3）增加TD-DIG延时模块，设置为5秒，5秒后，信号返回RCM模块，将合闸指令断开。并进行传动试验，5秒后合闸指令消失。4）全面认真检查其它DCS控制系统逻辑回路的组态，对发现的问题及时处理。
39、5）加强运行值班人员的监盘和巡检，及时发现运行参数的异常情况。3、锅炉MCC电源失电导致机组停运1设备简介某厂1号机组锅炉MCC A段电源进线工作电源取自锅炉PC A段（路电源），备用电源取自锅炉PC B段（路电源）。锅炉PC A段进线取自厂用6kVA段锅炉变，锅炉PC B段进线取自厂用6kV B段锅炉变，锅炉PCA段、B段两段之间设联络刀闸。锅炉MCC A段电源进线开关型号为MNS-0.4，断路器为MT系列，电源切换刀闸型号为VE630A，刀闸装设有双路电源智能控制器，当一路电源失电或缺相运行时自动切换至另一路电源。2事件经过2006年5月22日，1号机组负荷470MW，总煤量172t/h，
40、给水量1740t/h，主汽压力19.65MPa，主汽温度564，A、B、C、E四套制粉系统运行，A、B汽动给水泵运行，电泵备用，锅炉跟随协调投入；1号锅炉MCC A段正常由路电源工作，路电源备用，A、B、C给煤机和磨煤机油泵电源均配置在锅炉MCC A段，E给煤机和磨煤机油泵配置在锅炉MCC B段。10时18分A、B、C磨煤机油泵、给煤机跳闸（无停指令，停反馈返回）。A、B、C磨煤机润滑油压低保护动作，A、B、C磨煤机跳闸，协调方式切至“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
41、稳燃，手动减负荷，4分钟后，主汽压力稳定在11.8MPa，机组转入湿态运行，机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时22分，主汽温度由564下降至522。10时24分启动锅炉循环泵。10时26分锅炉省煤器前给水流量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27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。由于炉水泵再循环流量过大，主给水流量基本为零，汽泵出口压力下降，不再高于主蒸汽压力（原高于主蒸汽压力约1.1MP
42、a）。10时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时28分34秒由于省煤器入口流量低低保护动作，锅炉MFT动作，炉跳机、机跳电保护正确动作，机组解列。 3原因分析1）10时18分，1号炉A、B、C给煤机和磨煤机油泵同时掉闸，等离子冷却水泵A和冷却风机A也同时掉闸（2台设备的电源均配置在锅炉MCCA段）。就地检查锅炉MCC A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“AUTO”位，电源由正常工作的路电源切换到了备用路电源，确定锅炉MCC A段在电源转换开关运行中有切换动作，并在切换过程中MCC A段母线瞬间失电，造成本段所带包括A、B、C磨煤机油泵（控制回路电源
43、为交流，无瞬间上电自启功能）在内的电气设备掉闸。经过检查发现，锅炉MCC A段电源转换开关控制器上电压检测回路的保险松脱，此智能控制器将开关从工作电源自动切换到备用电源，在切换的过程中MCC A段母线瞬间失电，造成本段所带负荷失电，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MCC A段负荷上，其控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，是造成本次停机的间接原因。3）当燃料量从172t/h下降到41t/h，负荷由470MW降到152MW，运行人员没有掌握好省煤
44、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。4整改措施1）1号锅炉MCC A段电源转换开关控制器上电压检测回路保险松脱，在基建时安装质量存在问题，基建期要严格把关。 2）A、B、C磨煤机油站和给煤机均在锅炉MCC A段负荷上，MCC电源负荷分配上不合理，采取措施对锅炉MCC A、B段上的负荷进行合理分配。3）制定并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。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。4、锅炉MCC A段电源自动转换开关短路导致停机1设备简介某厂1号机组锅炉MCC A段
45、电源进线的工作电源（路电源）取自锅炉PC A段，备用电源（路电源）取自锅炉PC B段。锅炉PC A段进线取自厂用6kVA段锅炉变，锅炉PCB段进线取自厂用6kVB段锅炉变，锅炉PCA段、B段两段之间设联络刀闸。锅炉MCC A段电源进线开关型号为MNS-0.4，断路器为MT系列，电源切换刀闸型号为VE630A，刀闸装设有双路电源智能控制器，当一路电源失电或缺相运行时自动切换至另一路电源。2事件经过2006年6月12日，1号机组负荷366MW，主汽压力16.5MPa，主汽温度566，A、B、C、E制粉系统，双套吸风机、送风机和一次风机运行，A、B汽泵运行，电泵备用，炉跟机协调方式。锅炉MCC A段
46、由路电源供电，路电源热备用。2006年6月12日12时03分，A、B给煤机跳闸，5秒钟后 A、B磨煤机跳闸（首出原因为润滑油压低），C、E给煤机经过28秒给煤量由35t/h上升至54t/h，总煤量由140 t/h降到72 t/h又升到108t/h，78秒后因检测到所有火检失去，炉MFT保护动作，C、E磨煤机跳闸，两台一次风机跳闸，汽机跳闸，发电机解列。12时06分启电泵，锅炉上水，启炉水循环泵，锅炉吹扫。12时10分就地检查锅炉MCC A段进线刀闸处短路，电源间隔有烟冒出，立即用灭火器进行灭火。检查锅炉PC段两个锅炉MCC A段电源开关均因速断保护动作跳闸。12时15分将锅炉MCCA段电源锅炉
47、PC A段锅炉MCC A(1)开关、锅炉PC B段MCC A(2)开关拉至检修位置,并进行抢修工作。将烧坏的开关拆除，不再更换新开关，将工作电源电缆直接连入MCC母线，备用电源电缆甩掉，清理间隔内部炭粉后，用2500V摇表摇绝缘1分钟，相间20M,对地16M，16时38分锅炉MCC A段恢复供电，启各磨油站油泵正常。12时23分锅炉点火，15时38分发电机并网。3原因分析1）根据现场事故情况分析，MCC A段失电主要故障起因是自动转换开关的控制器首先烧毁引起的。工作电源和备用电源的三相电压取样线全部引接至控制器后部端子，且相对集中。控制器离开关工作进线母线很近，取样和控制集束线离母线也很近，控
48、制器引起的短路故障及取样控制线烧损着火等诱发了一次母线弧光短路，导致MCC A段失电，最终造成机组非停。锅炉MCC A段电源自动转换开关短路是造成此次停机的直接原因。2）机组掉闸原因为锅炉MCC A段失电后A、B磨煤机油站失电，导致A、B磨煤机因润滑油压低跳闸，A、B磨煤机跳闸后由于燃烧不稳，检测到所有火检失去，锅炉MFT动作，机组掉闸。4整改措施1）将C给煤机电控柜、C磨煤机润滑油站控制柜电源倒至MCC B段，与D给煤机电控柜、D磨煤机润滑油站控制柜电源互换。2）将给煤机电控柜、磨煤机润滑油站控制柜设置双路电源，避免一段MCC失电时对磨煤机、给煤机的影响。3）将锅炉MCC进线刀闸的控制方式切换为就地手动控制，就地智能控制器不起作用。5、循环水
