火力发电厂电气事故案例汇编(3)

0.5s延时启动柴油发电机的总启动时间不能多过工作电源跳闸联动设备电源的时间，因此，将柴油机发电机的总启动时间改为4s。

6.取消厂用电快切装置屏上的“手动切换”按钮的二次接线。 7.事故发生后，及时整理出报告，以便及时分析事故发生原因。

鸭溪电厂#1机6KV厂用ⅠA段切换失压事故(2004年)

【运行方式】

负荷12MW，6支油枪运行，1#启备变带6KVⅠA、B段运行，主汽压力4.2Mpa，主汽温度490℃，再热器温485℃，A、B空预器主电机、主油泵运行，A、B引、送风机运行，汽机高中压缸胀差2.94mm，低压缸胀差4.3mm，真空-84Kpa；电泵、B循泵、B凝泵、A闭式循环泵、A真空泵、凝结水输送泵、B密封油泵、密封油再循环泵、A罗茨真空泵、汽泵A、B前置泵、A内冷水泵、B开式循环泵、B抗燃油泵运行。此前捞渣机大链条断链停运捞渣机，中试下令降低负荷，停运所有磨机及部分油枪（保持有6支油枪运行）。等二公司处理好捞渣机大链条后重新升负荷。

【事故经过及处理】

12月30日,19：43中试令将6KV厂用电切为工作电源运行，检查6KV工作、备用电源开关及6KV快切装置正常，19：53，切换6KVⅠB段至工作电源正常，切6KVIA时，6102开关跳闸，6101开关未联动合上，立即抢合6102不成功（无合闸允许），集控事故音响发出，事故照明联动，汽机各380V辅机联动正常，A罗茨真空泵跳闸，电泵失电，锅炉侧B空预器跳闸，B空预器减速器油泵跳，A引风机两台轴冷风机跳闸，A引风机跳闸，A送风机跳闸，炉膛负压1120pa，锅炉跳闸首出“全燃料中断”。随后紧急手动MFT，由于电泵失压，造成锅炉不能进水，汽包水位急剧下降。检查燃油快关阀联关，汽机跳闸，交流油泵联启正常，500KV5011、5012开关及FMK跳闸，检查#1柴油机启动并带380V保安PCIA段正常，拉开#1A汽机变、#1A锅炉变6KV开关，380V联络开关联动正常，恢复机、炉MCC盘上辅机电源，电气及时合上B空预器电源，重新启动B空预器主油泵及

B1空预器主电机运行。对#1发变组及5011、5012开关检查正常，汽机检查抽汽逆止门、高排逆止门、高中压自动主汽门及调门关闭，高低旁路开足，汽机转速下降。CRT上断开电泵开关，关闭高低旁路及主蒸汽管道疏水，20∶03，维护就地合上6102开关，电气恢复1炉电除尘PCA段、化水PCA、输煤PCA段电源，将380V保安PCIA段倒由380V锅炉PCIA段接带，将#1柴油机停运备用。开启入口烟气挡板，调整炉膛负压、风量满足锅炉吹扫条件（水位低吹扫条件未满足）。电气及时抢合成功后，重新启动电泵向锅炉进水（最低-288mm），待水位正常后启动锅炉吹扫，后因二公司处理捞渣机，中试令暂时不点火。检查并关闭所有疏水门，锅炉保温保压。

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【事故原因】

1．切6KVIA时，6102开关跳闸，6101开关未联动合上，立即抢合6102不成功（无合闸允许）。

2. 锅炉侧B空预器跳闸， A引风机两台轴冷风机电源配置不合理均从保安A段引接，A段失压跳闸，A引风机跳闸，炉膛负压1120pa。

3. 锅炉跳闸首出“全燃料中断”是因为锅炉两个点火柜电源从锅炉运转层MCC段引接，由A段带，A段失压燃油角阀失电关闭。

【存在的问题及建议】

1.引风机两台轴冷风机电源配置不合理均从保安A段或B段引接，某段失压后引风机两台轴冷风机均失电跳闸将联跳引风机。

2．6KV ?A快切不正常，应防止厂用6KV、380V ⅠA段失压，建议将双电源供电的MCC段倒为B段带，现已将锅炉运转层MCC和汽机ⅠC段MCC倒为B段带。

【经验教训】

1.失电后电泵CRT上为（红色）运行状态，容易给人造成错觉，在处理过程中要注意观察给水流量及电泵电流指示。认真检查所有运行设备情况，不能只看画面颜色，要注意转速、电流、压力、流量，确认辅机的状态。

2.MFT动作后，及时联系收关旁路，以免锅炉水位及汽温、汽压下降过快。 3.注意机炉之间的相互配合，在锅炉缺水或水位低的情况下应尽快关闭锅炉出口所有汽源，保证锅炉水位缓慢下降。

4.厂用电切换前，根据设备可能存在的隐患，尽可能的把相关的重要辅机及MCC电源切为B段带

黔北发电厂#2机组假并列时引起主汽门关闭 (2003年)

【事故经过】

2003年7月29日19：25公电气专业做假并列试验过程式中，发现汽机转速飞升，同时汽机跳闸。

【检查分析】

发现上述异常后，维护人员与中试所人员进行了检查，在检查过程中，发现以下问题：

⑴ 发电机并网取为常开信号，应从发电机并网继电器（DEH机柜）取常闭信号，但通过分析试验，发现此错误但并不是引起主汽门关闭的原因。

⑵ 通过分析从DEH操作员站调看DEH油系统趋势来看，发现在并网过程中，调门开启转速上升至3090r/min，调门反复动作了四次，此时抗燃油压从12.5MPa下降到11.3MPa。3、通过检查，发现运行人员在做试验过程中电气未将发电机假面具并列信号送至DEH系统。

通过上述现象峄#2机组发电机假并列时引起主汽门关闭过程中出现的异常分析如下：

⑴ 转速飞升的原因，在做发电机假并列试验中，由于电气未将假并列信号送到DEH系统，当DEH接收发电机并网信号后，由地DEH将向机组加入一个初绐负荷，所以：在DEH接收发电机并网信号后，调门开启，又因发电机并未真正并网，所以导致汽轮机转速飞升，从而导致OPC动作和调门反复进行开关动作，

⑵ 主汽门关闭的分析；事后检查DEH系统逻辑，未发现异常。通过DEH操作员站调看汽机转速和抗燃油压趋势看，在转速达到3090r/min时OPC反复动作了四次，然后出现主汽门关闭，从趋势上看抗燃油压波动大，从12.5 MPa下降到11.34 MPa ,因此当时的情况分析,诂计主汽门关闭的原因为,汽机超速,调门反复动作而使抗燃油压波动,从而使主汽门关闭,后通过试验,让主汽门和调门开启,

让OPC动作一次,但试验后,主汽门未关闭,可此时由于主油泵油压已调高到13.5MPa,而当时压力为12.5MPa同时调门只动作了一次,当时是反复动作了四次,(现场是不允许动四次的),故未能完全模拟出当时的情况.所以主汽门关闭的原因还需要进一步的核实。

【防范措施】

1.热控人员一定要对系统非常熟悉，保证事故分析的正确性。

2.热控人员进一步加强对DEH系统逻辑的熟悉和了解，保证不因人为原因引起设备误动。

励磁调节器同步变压器C相碰壳引起发电机振荡跳机

【事故前运行方式】

#1、#2机运行，有功均为250MW，无功分别为-5.2、6.2MVar，DEH投入功率回路，#3机有功290MW，无功-31Mvar。 500kvⅠ、Ⅱ母母线电压分别为540.8、541.6kv，#1、#2、#3高变带6kvⅠ、Ⅱ、Ⅲ段运行，#1、#2启备变空载备用，#1、#2、#3柴油发电机热备用。

【事故经过】

13：42，#3发电机有功升至291MW，无功-30Mvar，预告音响发出，#3发电机定子电流、电压、励磁电流、频率在波动。立即从汽机盘上调出电气发变组画面，发电机各参数均在波动，过激磁反时限动作光字牌发出，发电机有功在315-265MW，无功在+150至-60Mvar间波动，定子电流在8600-11000A，励磁电流在900-1500A，频率在49.8-50.2HZ，定子电压在21-22kv左右波动，#3发电机发出周期性的轰鸣声。炉膛负压在±550MPa间波动,引风机电流120—130A波动,6KV辅机电流均有不同程度的波动,其它参数无变化。 汽机转速在2980-3020r/min波动,润滑油压最低至0.1MPa,主机振动等主参数无变化,调门未波动。

“500kvI母母线电压事故越上限”信号发出,电压上升到550.31KV。#1机有功功率在222MW~290MW之间波动,频率49.87至50.13之间波动，机端电压19.82KV~20.41KV之间摆动,无功在-22至+30Mvar间波动，励磁电流波动，#1发电

机发出周期性的轰鸣声。DEH功率回路跳闸，DEH上有功功率发生两次到零,此时凝结器疏扩减温水电动门联开，汽机本体疏水门联开后联关,主气管上疏水联开后联关。#1炉参数未见变化。

#2机有功功率在209MW~295MW之间波动, 无功在-30至+40Mvar间波动，频率在49.86HZ~50.18HZ之间波动，励磁电流波动，机端电压19.85KV~20.52KV之间摆动, #2发电机发出周期性的轰鸣声。在此过程中热机参数未发生明显变化,主气压力,温度，炉膛负压,汽轮机各主要参数均无主要变化,13:47恢复正常。

#2集控电气见无功和机端电压偏高，立即减了几手励磁，并联系汽机适当压负荷，因炉膛负压波动大,立即解除引风自动,但还是波动大,立即投油枪稳燃,投入七支油枪,汽机由于功率回路投入,采用输入设定压负荷,但负荷调门无反应,于是解除自动,手动输入阀位压负荷，并停运C磨两个火嘴(当时C磨四个火嘴运行),收风后又停运C磨,再停运C磨两个火嘴,汽压由14.47下降至13.47MPa,13：47，负荷降至230MW, #3机组振荡有所减小，无功在+80Mvar左右，波动较小，此时事故音响发出， 5031、6301、6303开关跳闸，厂用电切换成功，运行正常，但灭磁开关未跳闸，立即手动拉跳，检查厂用电切换成功，检查发变组保护A柜如下保护掉牌：断水t1、热工保护，转子一点接地，转子两点接地，B柜：过激磁反时限，低频保护。检查励磁调节器上有故障量：低厉限制动作，开关量：电气事故，油开关合（分），脉冲丢失，磁场增，磁场减，磁场开关分，风机开关合。检查500kv升压站5031A、B、C三相均在分位，开关油压，气压正常，5031开关保护柜上TA、TB、TC灯亮。汽机跳闸,首出为“发变组故障”，交流油泵未联动,手动启动,其余联动项目正常,将轴封汽倒为辅汽供，手动打闸小机，大机惰走至零后投入连续盘车。锅炉MFT动作,首出为“汽机跳闸且负荷大于30%”,所有联动设备正常,A、B汽泵跳, 主汽压力由13.47上升至14.77Mpa，立即将电泵勺管由40%提到60%,给水流量增至504t/h,给水压力提至14.8Mpa,手动开启PCV阀,向锅炉进水,13:49,将汽包水位进至可见水位,最低水位到-380mm,将风量收至820t/h,复位所有跳闸设备,锅炉保温保压。

#1集控电气见无功和机端电压偏高，也减了一手励磁，未进行有功的调整，13：47，#3机跳闸后，#1、#2机振荡现象消除。

在上述过程中，本厂125MW#1、3、4机组无功分别增加约20Mvar，有功约有

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