電廠生產事故汽機典型事例剖析

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1、電廠生產事故汽機典型事例剖析電廠生產事故汽機典型事例剖析案例 19#3 機 TV1 閥運行中突然關閉事故#3 機 TV1 閥運行中突然關閉事故一、事故經過2004 年 8 月 8 日，#3 機組負荷 301MW，主蒸汽壓力 16.7Mpa，汽輪機順序閥控制，“機跟爐”投入，高壓調門 GV1、2、4、5、6 全開，GV3 開度為 19%。21:05:15，發現負荷突然急劇下降到 247MW，且繼續快速下降，汽包水位、主蒸汽量、給水量也隨之快速下降，主蒸汽壓力則快速上漲，汽機值班員檢查發現汽輪機左側高壓主汽門（TV1）關閉，反饋到0，高壓調門 GV1、2、4、5、6、3 全開，“機跟爐”已自動解除

2、，立即通知鍋爐值班員快速減負荷。21:05:40，鍋爐值班員打掉#3A 磨煤機，同時快速減少給煤量，同時緊盯鍋爐給水畫面，嚴密監視汽包水位，以及汽動給水泵出力情況；汽機值班員則密切監視主蒸汽壓力上升情況，同時快速瀏覽 EH 油系統、汽輪機 TSI 監視畫面，檢查汽輪機軸向位移、振動、推力瓦溫度、脹差等均正常，無大的變化，但#1、2 瓦溫度上升較快，由#1 瓦溫度由 79上升至 86，#2 瓦溫度由 74上升至 81。電氣值班員作好切換廠用電的準備。21:05:51，機組負荷降至 235MW，主汽門前壓力由最高的 18.3MPa（爐側主蒸汽壓力 18.65MPa）開始回落，汽包水位最低達170m

3、m。就地檢查汽輪機左側高壓主汽門（TV1）在完全關閉位置，但其 EH 油系統無明顯異常，保持汽輪機在“操作員自動”控制方式，使右側高2壓調門 GV2、4、6 確保完全開啟，繼續滑降主汽壓。將#3 機組情況匯報值長，聯系熱工檢修人員處理。21:24 分，開啟主蒸汽管道疏水、高壓導汽管疏水手動門。同時繼續減負荷至 184 MW。#1 瓦溫度由最高的 92.3、#2 瓦溫度由最高的 83開始緩慢下降。為防止汽輪機左側高壓主汽門（TV1）突然開啟，造成汽包出現虛假水位，以及避免瞬間對汽輪機造成較大沖擊，派人去就地關閉左側高壓調門 GV1、3、5 油動機進油門，將 GV1、3、5 強制關閉。GV1、3、

4、5 關閉后，左側高壓主汽門（TV1）多次突然開啟至 17%，過一段時間后又自行關閉。21:35，機組負荷減至 165MW，#1 瓦溫度穩定在 89，#2 瓦溫度穩定在 81。23:10，檢修更換了左側高壓主汽門（TV1）伺服閥，開啟主蒸汽管道疏水電動門、高壓導汽管疏水氣動門進行疏水后，將左側高壓主汽門（TV1）恢復開啟，并將左側高壓調門 GV1、3、5 指令強制為 0，然后開啟 GV1 油動機進油門，再由熱工逐漸給指令，緩慢開到計算機的內部計算指令位置，同樣將 GV5、3 恢復相應開度。23:40 左側過熱蒸汽系統恢復正常，#1、2 瓦溫度也回落到正常值，觀察一段時間無異常后，逐漸加負荷，00

5、:03，啟動打掉的#3A 制粉系統，8 月 9 日 00:30，負荷逐漸加滿，左側高壓主汽門（TV1）未再出現異常。二、事故分析總結1、熱工人員對事故認真分析后，認為可能是由于左側高壓主汽3門（TV1）的伺服閥長期處于較高的溫度環境，導致伺服閥線路板上的電子元件出現問題引起的，并提出“關閉左側高壓主汽門（TV1）油動機進油門，更換左側高壓主汽門（TV1）的伺服閥”的建議。2、運行人員發現及時，分析判斷準確。從故障出現到打開相關畫面查找確認具體故障設備，整個過程不到 10 秒鐘。為事故處理爭取了寶貴的時間。3、在發現主蒸汽壓力則快速上漲，當確認了事故原因后，立即果斷地采取正確的措施：打掉#3A

6、磨煤機，迅速減負荷?？焖儆行У乜刂谱×似麎旱纳仙苊饬税踩T動作。4、在事故處理過程中運行人員密切監視汽包水位，汽動給水泵出力情況、高加水位、汽輪機軸向位移、振動、推力瓦溫度、軸承溫度、脹差等參數變化情況，適當調整，保證了這些參數的在正常范圍內，5、運行人員及時關閉左側高壓調門 GV1、3、5 油動機進油門，將 GV1、3、5 強制關閉，以及開啟主蒸汽管道疏水、高壓導汽管疏水，也是十分必要的。檢查汽輪機軸向位移、振動、推力瓦溫度、軸承溫度、脹差等參數變化情況，是我們決定是否需要停機或繼續減負荷的依據。案例 20#6 機大機潤滑油泄漏事故#6 機大機潤滑油泄漏事故一、事件經過2004 年 6

7、月 24 日，汽機二班接到運行缺陷“#6 機大機 A 冷油器4底部放油門關不嚴有滴油”，安排諫壁電廠工作人員進行處理。10：00 經檢查發現 A 冷油器底部放油門格蘭處滲漏。在未辦理工作票和通知運行人員的情況下，檢修人員便用手將格蘭擰了兩三圈，隨即用扳手復緊格蘭，復緊過程中 A 冷油器底部放油門從根部斷裂，大量壓力油從斷口噴出。檢修人員立即跑到集控室告知運行人員。運行人員立即將 A 冷油器切換到 B 冷油器運行。檢修人員用塞子對斷口進行封堵，因壓力大、油溫高，多次封堵至 10：40 分封堵成功。此次泄漏主油箱油位由 1560mm 降到 1360mm。約 10：50 分汽機二班迅速組織人員對#6

8、 機主油箱補油和現場漏油的清理工作，約 12：00時#6 機主油箱油位補至正常油位，共補油 18 桶。約 12：30 分現場清理完畢。漏油大部分用濾油機打入污油箱再生使用，浪費了大約 2-3桶油。21：00 時汽機二班對 A 冷油器底部放油門堵頭用夾具進行加固，A 冷油器經充油排空氣后恢復備用。二、事件原因檢修人員及接到班長的消缺安排之后，安全意識薄弱，安全思想不到位，在未辦理工作票的前提下，擅自動運行設備，沒有采取任何安全措施，用扳手緊放油門格蘭時閥門從根部斷裂脫落，造成#6 機跑油約 14 桶（共補油 18 桶）。三、采取的措施及吸取的教訓 1、汽機分部應對#1-6 機主油箱的事故放油門懸

9、掛禁止操作的紅色標志牌、加裝防護罩，以防誤動。并對#1-6 機組所有的油箱底部放水門加裝二次門，以防泄漏。2、檢修部的員工要充分認識到這次事件錯誤的根源及危害性，認真總結、深刻反思、接受教訓，加強員工“兩票三制”和反習慣性違5章教育，杜絕此類事件的再次發生；3、該閥門的材質不符合原能源部DL5011-92 中 4.6.19（5）條的設計規范要求，壓力油系統管道都應使用鋼質閥門。汽機分部應對#5、#6 機油系統使用的不符合規范的鑄鐵、生鐵、鑄銅閥門進行一次全面的清理摸底，并利用設備停運機會進行更換，以減少事故隱患；4、#1-#6 機凈油箱中應保持一定的存油量，在主油箱油位下降時能夠迅速補油。5、

10、運行人員發現油位下降或系統泄漏，要迅速進行補油，適當的降低機組負荷（在滿負荷情況下），如果油位已降至規程規定值 1.25米仍然不能迅速補油時，應嚴格按照規程要求打閘停機。6、對處理過程的總結：事故出現時，應立即設法堵住或隔離漏點，聯系檢修迅速補油；降負荷；切換備用冷油器；嚴密監視就地、盤上油位，通知熱工解除油位低低閉鎖交/直流油泵啟動；油位降到 1.25m仍不能迅速補油時，應立即請示值長啟動交流油泵打閘停機破壞真空。另外注意密封油系統可能受到影響，必要時降低氫壓或緊急排氫。案例 21#6 機密封油系統跑油事件#6 機密封油系統跑油事件一、事故經過2004 年 7 月 30 日 00：42 值接

11、班巡檢時，剛走到#6 機真空泵附近時突然聽到“砰”的一聲響，發現#6 密封油箱底部突然大量噴油，值電氣值班員甲某正好巡檢經過密封油箱處見此情況立即和汽機值班員一塊去用手堵噴油口；與此同時汽機主操在檢查畫面時發現#6 機密封油箱油位低信號（但無聲光報警），迅速通告其他值班員。由于油壓高，油溫也有 50 度，值班員隨即到主油箱旁找了一些布條來堵，隨后當值、6值的其他部分人員也趕到現場加入堵油行列中。此時密封油箱油位由 260mm 急劇下降至 136mm，漏油根本無法堵住，當值單元長命令迅速降低氫壓，同時就地值班員則快速打開強制補油閥補油至油位逐漸回升。值長、單元長則迅速聯系各方人員。后來現場值班員

12、經過仔細尋找在空側交流油泵處找到掉落的那個堵頭-熱工儀用熱電偶（未接線），隨即大家將熱電偶裝回并用手頂住，在 00：59 分噴油口終于得到有效的控制。汽機檢修人員接報后也趕到現場，隨即交由檢修人員進一步處理。01：45檢修人員將油孔用木塞堵住。另外兩臺密封直流油泵經測絕緣良好后試轉正常，恢復備用。這起事件是繼#6 機主油箱跑油成功處理后又一起驚心動魄的因設備原因造成的跑油事件，它的成功處理，再一次避免了我廠設備遭受損壞及機組非計劃停運的事故發生。二、事故分析總結事故原因很明顯，就是密封油箱底部一熱工熱電偶孔堵頭脫落，導致密封油大量泄漏。事故處理中，我們應注意的地方有：1、降氫壓，降負荷，設法及

13、時補油，開強制補油閥。2、即使密封油箱油位低了，氫側交流油泵跳，直流聯啟后又跳閘（油位低會造成氫側交流油泵不出力，出/入口壓差0.30MPa 時聯動氫側直流油泵，如果空轉時間過長會造成燒損跳閘，甚至引起火災），氫側密封油壓失去，但是空側油壓正常，仍可保持機組運行。所以不要過度驚慌，避免出現誤判斷誤操作。73、就地檢查是否有跑油、漏氫（注意氫氣壓力是否下降），匯報值長，立即聯系檢修排除故障。只有單側密封油不能長時間運行（由于氫側沒有油壓對密封軸瓦會有磨損）。4、作好密封油全失、跑氫、著火的事故預想，通知廠消防人員到位。如果密封油全失應立即破壞真空破壞真空打閘停機，緊急排氫充 CO2。5、檢查確認

14、備用差壓閥投入備用（#1 機組無備用差壓閥，#3 機組備用差壓閥前后法蘭已堵死，#2、4 機組備用差壓閥未投，#2、3、4 機組備用差壓閥有旁路門），高、低壓備用油源處于備用狀態，當油氫差壓降到 50kp 時，備用差壓閥自動投用，維持氫油差壓正常。注意此時空側油壓，不行就啟動掛閘油泵，提供高壓油源。案例 22 除氧器水位高的誤操作除氧器水位高的誤操作一、事故經過2004 年 10 月 30 日 12：24（#1）機組負荷 290MW，除氧器水位發異常報警，水位此時為-215mm，立即啟動 1A 凝結水補水泵，除氧器和凝汽器水位略有上升后又開始下降。12：50 除氧器水位已經降到-430mm 附

15、近，備用凝結水泵（A）已聯啟，手動停止 A 凝結水泵，并解除其聯備。同時，鍋爐值班員快速減負荷，并關閉機爐側所有疏水門。派人員外出檢查哪兒有漏點。通知化學提高除鹽水母管壓力。就地打開凝汽器補水調節閥旁路門，而凝汽器水位已經降到 406mm，除氧器水位最低降到-930mm。12：54 鍋爐負荷已減到 170MW，就地檢查發現除氧器事故放水電動門全開，而 CRT 畫面和就地配電柜上均指示此門為全關狀8態，CRT 畫面上該門的操作窗口也指示其在關閉位置，在就地手動搖關除氧器事故放水電動門，并將其停電。13：00 鍋爐負荷減到 150MW，投 CD#2、3、4 油槍助燃。除氧器及凝汽器水位逐步回升；1

16、3：10 除氧器和凝汽器水位基本正常，退出 CD 層油槍，機組恢復正常。（此事被定為二類障礙）二、事故調查：事后調查發現是值班員誤操作引起。當值班員發現除氧器水位高報警，就想到開除氧器溢流閥來降低水位，但是操作時卻開了事故放水閥，盤上顯示事故放水閥無法打開，閥門狀態為綠色（閥門本身有故障），值班員也認為此門無法打開，就給了一個關指令。但就地實際已經部分開，關時卻開在一個位置，但全關反饋卻一直顯示在盤上，給值班員一個錯誤信號。當除氧器水位繼續下降時，值班員沒有想到是事故放水閥問題，同時也沒有及時匯報單元長，并隱瞞了操作，給事故控制造成了難度。案例 23#1 機真空下降事故#1 機真空下降事故一、

17、事件經過2004 年 9 月 16 日白班，#1 機組#1A 真空泵運行，#1B 真空泵備用。10：00，聯系熱工處理#1B 真空泵入口總門狀態不對缺陷。10：47：30 秒，熱工人員在試驗#1B 真空泵入口總門行程開關時（后證實此開關有故障），#1 機真空快速下降，當時負荷 292MW。#1A真空泵大氣射氣閥自動關，入口門未聯開，汽機主操立即手開#1A 真9空泵大氣射氣閥,單元長令汽機值班員迅速到就地給#1B 真空泵補水，確認#1B 真空泵入口總門的實際狀態,手啟#1B 真空泵。#1 鍋爐人員打跳 F 磨并控制汽包水位。之后，#1 機真空開始恢復,至 10：49 分真空恢復正常（由-90.3

18、KP 最低降至-85.5KP）。10：52 分，負荷恢復 290MW以上。12：20 分，熱工開票處理#1B 真空泵入口總門反饋行程開關后，試驗該門開關均正常。二、事故分析經分析認為導致真空下降的原因是：1B 真空泵入口總門就地閥門狀態標識與實際相反，反饋行程開關接觸不良，致使運行人員誤認為入口總門沒關到位，而當時該門實際在關位,熱工人員在關門時，將該門誤開。同時，熱工人員無票作業，屬嚴重習慣性違章。三、事件反思該起事件是繼“6.24”主油箱跑油事件發生后的又一起典型性習慣違章，值得大家反思。安全考核不是目的，管理的目的是培養大家樹立良好的安全意識、形成良好的工作作風，進而避免問題的重復性發生

19、。安全意識的樹立不可能取巧，只能是我們各級生產管理人員從自身作起，透過嚴謹的工作作風、科學的工作方法來帶動廣大員工，這是一個過程。當然，作為一種有效的管理手段，安全考核在需要時還是能夠發揮其作用的。四、存在的問題及整改措施1、據熱工人員反映，1 期真空泵大氣射氣閥在-87KP 聯關,入口10門在-85KP 聯開，并且此二門為一個開關控制.這次真空降至-85.5KP，入口門未開，導致#1A 真空泵實際處于不工作狀態,其連鎖值有中間盲區，并且開關可能有問題。熱工應在條件具備情況下做聯鎖試驗，給運行一個交待。2、#1 機真空的畫面及測點應該選用 1/P2115 點。目前,#1 機真空選用 1/P21

20、19 點，與實際偏差較大。當#1 汽輪機低壓缸排汽溫度在 40時，對應真空值應為-94KP（真空嚴密性較好時），1/P2115 點為-95KP 左右，較接近實際值，而 1/P2119 點為-90KP,不利于運行人員進行事故處理。熱工應校驗變送器 1/P2119。3、#1 機兩臺真空泵在停止狀態時，不能維持正常運行時的水位（約 200MM），只有約 30MM，熱工給一個 NORMAL 信號，也就是說具備聯啟條件。當聯啟后，運行人員必須迅速到就地補水，才能保證真空泵正常工作。請汽機分部給予解決。案例 24 4A 一次風機跳閘事故4A 一次風機跳閘事故一、事故經過2004 年 12 月 7 日中班，

21、負荷 300MW，A、B、C、E、F 制粉系統運行，19：21：11 4B 一次風機動葉在自動位指令突然從 14.94開至97.9（19：21：38），反饋隨即由 14.75開至 97.9（19：21：38），電流由 55A 升至 193A。運行人員立即將 4B 一次風機切手動減指令，同時 4A 一次風機切手動。19：21：24 4A 一次風機喘振信號發出1119：21：30 手打 4F、4E 磨，投 CD2、3、4，AB1、3 油槍，關閉 4F、4E 磨冷、熱風調門和截門，維持一次風壓。19：23 停止脫硫系統19：26：24 4A 一次風機跳閘（經熱工人員確認，跳閘原因為喘振延時 5 分鐘

22、后熱工保護動作跳閘），手動調節 4B 一次風機動葉維持一次風壓 7000Pa。二、事故分析總結4B 一次風機動葉指令突然全開至 100的原因，熱工認為控制系統的模件故障或風機邏輯錯誤導致。在 19：21：24 4B 一次風機動葉自動開大之前，運行參數均穩定，運行人員未進行任何操作。當運行人員于 19：21：12 發現 4B 一次風機動葉全開后，立即解其自動，手動關小，并解 4A 一次風機自動，打 4F、4E 磨煤機，關其冷、熱風調門、截門，以保持一次風母管壓力。并投油穩燃。以上操作可以說非常果斷有效，因為六大風機故障中，一次風機故障最為嚴重，處理不好往往導致 MFT，一般發現一次風機出現異常，

23、打磨、投油、減負荷是必須采取的措施。19：21：24 4A 一次風機喘振信號發出，從參數變化可知：19：21：38 4B 一次風機動葉全開后，此時 4B 一次風機已達到極限出力，而 4A 一次風機動葉開度基本無變化，兩側一次風機負荷嚴重不平衡，導致 4A 一次風機被憋死（這點從兩臺一次風機的風量變化上可明顯地表明），所以 19：21：24 4A 一次風機喘振信號發出，這是必然的。4A 一次風機喘振信號發出后，運行人員進行的操作如下：12將 4B 一次風機動葉關至 30后，將 4A 一次風機動葉逐漸開大，但 4A 一次風機動葉開到 15時，一次風壓沒有升高，反倒一直在逐漸降低，同時 4A 一次風

24、機喘振信號始終在發著，到了 19：26：24 4A一次風機喘振報警延時到了 5 分鐘，保護動作，4A 一次風機跳閘。以上操作過程中間還有值得商榷的地方：1、19：21：24 4A 一次風機喘振信號發出，證明兩側一次風機負荷不平衡，出于避免保護動作跳閘或保護設備的目的，均應進行兩側風機負荷分配調整，讓風機喘振信號消失。當班值班員也意識到了這個問題，曾將 4A 一次風機動葉減到過 6，想并上，但喘振未消失，故值班員又減 4B 一次風機動葉，并開 4A 一次風機動葉，試圖再次并列兩臺一次風機但未成功。2、在調整兩側風機負荷的過程中，如果值班員頭腦冷靜的話，應該從參數上能看出來：此時兩臺一次風機的負荷

25、都已不低，并不是因為兩臺一次風機負荷太低，而是因為一側被憋死，已經不出力導致的一次風母管壓力低。所以此時最明智的做法是：將 4A 一次風機動葉逐漸減小，直到其喘振信號消失，必要時可全關至零（必要時可稍減 4B一次風機動葉開度，但需監視一次風母管壓力）。由 4B 一次風機單獨提供 A、B、C 三臺磨煤機的一次風量（4A 一次風機跳閘后，證實了 4B一次風機確實能單臺維持三臺磨煤機的出力），然后待各項參數穩定后，再逐步并列兩臺一次風機，這樣勢必減少事故處理的難度，也不會導致 4A 一次風機跳閘。3、當然以上都是事后理論上的分析，在當時事故發生的情況下，13現場環境嘈雜混亂，值班員很難冷靜分析，也可

26、理解，同時處理的整個過程也可以說算的上比較及時正確了，避免了一次可能發生的跳機事故，得到了運行部領導和廠領導的贊揚。案例 25 5A 空預器停轉事故5A 空預器停轉事故一、事故經過2003 年 9 月 24 日早 8 點左右，5A 空預器主電機變頻跳閘，聯啟輔電機變頻沒有成功，5A 空預器停轉。運行人員就地啟動 5A 主電機旁路成功后，就地檢查發現 5A 變頻器控制柜內著火，滅火后通知檢修人員處理。后發現是 5A 輔電機變頻器控制回路的隔離變壓器燒損、著火，導致同一控制柜內的主電機變頻器，輔電機變頻器控制回路二次線，主回路電線燒損，斷線，損失嚴重。9 月 24 日晚上 8 點左右 5A主電機旁

27、路突然跳閘，5A 空預器停轉，當時低壓班有人在現場變頻器控制柜內作搶修工作，觀察到 5A 空預器旁路停止，停止指示燈亮，其他指示燈未亮。就此，導致#5 機組被迫降低負荷運行。二、事故原因分析此次機組負荷降低主要是因為 5A 主電機旁路跳掉所致。分析經過如下：1、5A 主電機旁路控制回路比較簡單，能導致其跳閘原因主要有幾點：熱繼電器動作；遠方停止信號發出；就地跳閘按鈕；變頻器控制柜來的接點；KM 接觸器本身問題；整個線路接線有問題等。2、逐一分析：1）現場看熱繼電器沒有動作，但從 24 日早上 5A14空預器主電機運行電流曲線表看 5A 空預器的電流波動很大，運行情況異常。后因主電機變送器接線燒

28、斷，無法監視到電流，不知道后來的電流情況。2）經熱工人員說，運行人員當時并未對 5A空預器進行操作，即遠方停止信號沒有發出。3）當時沒有人按動就地停止按鈕。4）變頻器控制柜內接線基本完好，待可以停設備后再詳細檢查。5）檢查 KM 接觸器外觀，線圈完好。6）檢查旁路柜線路接線正常。由上述推斷可能跳閘原因：1）二次回路出現問題，導致運行中的回路停止。原因可能是接線出問題，可能是繼電器或接觸器本身誤動。2）機械上有異常，導致大電流，回路馬上跳閘。3）其他不明原因。上述原因中以 1）為可能性最大。三、防范措施經過了此次事情之后，為加強空預器的安全可靠運行，應該做多項工作：1、仔細檢查旁路控制柜內的接線

29、，待可以停設備后仔細檢查變頻器控制柜內接線，做到控制回路的接線上萬無一失。2、更換新的旁路接觸器，熱繼電器，并對拆除下來的舊接觸器，熱繼電器做試驗，觀察是否因為此原因跳閘。3、建議機械上檢查找出電流大的原因，并消除。還有做好空預器停轉后及時盤動的措施，以免影響再次啟動。4、以此為教訓，以后認真研究工作，做細工作，提高技能，提高技術水平，做好所屬設備的檢修維護工作。15案例 26#5 機組兩臺給水泵故障跳機事件#5 機組兩臺給水泵故障跳機事件2004 年 2 月 3 日及 2004 年 2 月 13 日，安監部組織相關人員對#5機組 2004 年 2 月 3 日跳機事件進行了分析。會議認為：造成

30、#5 機組MFT 的主要原因是兩臺給水泵 A、B 同時失去出力，致使汽包水位急驟下降，運行人員一分鐘內手打三臺爐水泵，引發爐 MFT。一、事件經過2004 年 2 月 3 日，#5 機小修完成后第一次啟動，機組負荷220MW，A、B 兩臺汽泵運行，電泵運行，但未帶負荷，電泵出口門關閉。14：39：14，A 小機安全油壓低14：39：15，A 小機低壓主汽門關14：39：17，B 小機安全油壓低14：39：17，B 小機低壓主汽門關14：39：17，B 汽泵控制切為手動控制室立盤來：A、B 小機跳閘光字牌亮。14：40：06，爐水泵 C 停止。14：40：46，爐水泵 B 停止。14：40：47

31、，爐水泵 A 停止。14：40：50，主燃料跳閘。二、事件分析從上述事件經過得出，引起機組跳機的主要原因為兩臺給水泵同時失去出力，汽包水位急驟下降，運行人員來不及調整汽包水位，手打爐水泵，引發爐 MFT。16會議認為運行人員雖然手打三臺爐水泵，致使機組 MFT，是生產指揮及操作之間存在問題，不應承擔機組跳閘的責任。熱工檢查發現，熱工無引發兩臺小機跳機的任何首出。認為熱工沒有引起 A、B 小機跳機的主動原因。兩臺小機安全油壓低引起主汽門關閉，造成小汽機不出力，轉速超差，切手動。機務專業無法解釋兩臺小機同時安全油壓低的原因。三、整改措施1、運行部針對此次事件，制訂相關反事故措施，理順生產指揮系統，

32、明確操作分工。2、建議在具備條件情況下，增加 A、B 小機安全油壓變送器，以對安全油壓進行跟蹤監測。3、熱工專業在停機情況下，對兩臺小機安全油壓復位開關進行校驗，保證其準確性。4、機務專業對油系統進行檢查分析，找出安全油壓降低的原因。5、加強對集控室及電子間的安全管理，嚴禁在電子間使用對講機。案例 27 1A 引風機電動機燒壞事件1A 引風機電動機燒壞事件一、事件經過1A 引風機于 2 月 8 日開始對電機和風機進行解體大修，3 月 9 日電機大修工作結束，試運近 3 小時，檢查空載電流、軸承振動和軸承溫度均在正常范圍內。3 月 17 日 15 時帶風機進行試轉，20：50 分電機驅動端軸承溫

33、度高（92）停止運行。3 月 18 日辦票對電機進行檢查，未發現異常。3 月 19 日 17：45 分再次啟動運行，電機電流和軸17承溫度正常。3 月 20 日 3：47 分電機驅動端軸承溫度高燒損，電機掃膛。3 月 21 日 8：30 分 1B 引風機驅動端軸承溫度也由 56快速升至78，運行人員發現及時，立即停止運行，交檢修人員檢查。后經廠家同意在電機負荷側軸承側蓋處加 1mm 墊，增加了該軸承座軸向間隙，同時將聯軸器距離調為 37.1 mm，啟動后電機負荷側軸承溫度運行至目前溫度正常。但軸承溫度高的原因仍有待進一步分析。二、原因分析1、關于軸承發熱對于鋼撓性聯軸器聯接的風機和電機之間的軸

34、系，在冷態和熱態工況下電動機驅動端軸承是否受到軸向力是該軸承是否發熱的原因。因此，在冷態工況下如何調整聯軸器張口的尺寸是保證在熱態工況下全面消除因熱態膨脹而導致的軸向力的關鍵。檢修單位在更換軸承之后的回裝過程中，僅保證安裝尺寸在廠家規范要求之內，而沒有結合 1A引風機拆卸前的原始測量數據、以及若干次檢修的調整數據，會議確認：1）淮南中發電力檢修公司（以下簡稱田電）所調整的冷態數據是不適用于 1A 引風機的軸系在熱態工況下的運行要求。2）田電沒有嚴格按照媽灣發電總廠引風機檢修工藝規程做檢修前的原始數據測量（會議上無法提供記錄）3）檢修的質量監督體系沒有對田電的調整數據提出異議。2、關于電機掃膛3

35、 月 17 日 1A 引風機試運期間曾兩次發生電機驅動端軸承溫度高停下檢修處理，3 月 19 日 23 時左右，運行值值班員監盤時已注意到軸承溫度由 50上升到 70，但沒有對該點溫度的后續變化趨勢進行重點監視并做好記錄，在交接班時也未作任何交代。運行值值18班員交接班檢查不到位，尤其是對異常設備沒有進行重點巡視，監盤過程中對溫度巡測儀上的溫度變化沒有觀察到，且對溫度巡測儀上的紅燈報警沒有警覺、沒有查看。軸承長時間摩擦燒損，最終導致電機掃膛。三、采取的措施1、大修單位要嚴格執行檢修規程，按照檢修工藝要求和文件包的標準進行檢修，做好原始記錄，確保設備的檢修質量。檢修部必須認真執行“三級驗收”制度

36、，加強檢修過程中的質量監督，把好設備質量關。2、生技部繼續組織電氣和鍋爐的專業技術人員，對 1A、1B 引風機軸承溫度高的原因進一步分析，為 1A 電機的安裝制定可行的技術方案，保證機組的運行穩定。3、熱工分部應對六大風機的軸承溫度保護進一步完善，將保護信號引入 DCS 內。4、運行人員要提高工作責任心，認真執行巡回檢查制度，在目前風機軸承溫度保護未完善的情況下，應加強對溫度巡測儀的監視、抄表，發現溫度異常變化，要及時處理。四、責任1、淮南中發電力公司由于檢修質量不良，造成 1A、1B 引風機#1軸承溫度高，1A 引風機在試運過程中#1 軸承因溫度高燒壞，導致電動機掃膛，絕緣到零，鍋爐通風組單

37、側運行，大修工作未能按預期結束，為此負有此次事件的主要責任。檢修部門負有質量監督的責任。2、運行值和運行值的值班人員因工作責任心不強，未認真監盤，巡回檢查不到位，在 1A 引風機的試運過程中，電機#1 軸承溫度緩慢升高，直到電機燒損，該過程時間長達 6 小時而未能發現，導19致事件擴大，運行部值和值的鍋爐值班人員負有同等不可推卸的責任。五、事故性質：一類障礙案例 28#4 爐撈渣機故障#4 爐撈渣機故障一、事故經過2004 年 6 月 4 日白班下午檢修公司對二期濃縮機進行清淤處理，工作完成后由盛邦公司檢修回水泵壓力表管。為保障施工正常進行，運行值班人員于 16：20 將撈渣機電流百分比（與轉

38、速成線性關系）調低到 8.0，鏈條停止轉動。（電源油泵未停），20：00 恢復至 12.8，啟動鏈條。21：00 檢修人員到現場檢查未見異常。24：20 一值除灰值班員巡檢#3、4 爐除渣系統完畢，未發現異常情況，做交班準備。24：45分二值除灰值班員接班檢查發現#4 撈渣機不轉，一班值班員就地檢查#4 撈渣機無異常，重新啟動，運行正常，簽字交班。并將撈渣機電流百分比調至 18.9，#4 撈渣機運行 10 分鐘左右跳停。二值除灰值班員重啟后發現油壓較低（10KG），鏈條不轉。聯系檢修人員到現場處理。1：30 檢修公司值班人員將循環油泵濾網清洗之后，重新裝回，再啟動循環油泵，仍不能建立正常工作油

39、壓（只有 10KG，正常為 20KG）。#4爐撈渣機無法啟動。3：00 電氣檢修人員給循環油泵加載反向電壓，工作油壓可到 20KG。判斷是液力偶合器液力馬達單側磨損，導致無法建立正常油壓。檢修公司立即組織人員解體液力耦合器搶修。10：40左右檢修公司回裝液力偶合器，#4 爐撈渣機仍不能啟動。12：30 左右20#4 爐停爐。檢修公司清渣。15：10 清渣完畢。啟#4 爐撈渣機成功。二、檢修公司對設備檢查情況檢修公司 01：30 分清洗濾網后仍不能啟動撈渣機，2：20 分檢修人員對液力耦合器打開檢查。曲軸磨損正常，無脫皮現象。接入油管單獨試轉 MR450N3T2 驅動裝置完好，轉向正確，回裝后啟

40、動撈渣機還是不動。后將原驅動 MR450N3T2 裝置全部解體檢查，回裝更換一個新曲軸，另外加一套密封膠圈，約 10：30 分左右回裝完，試轉撈渣機還不動。采用 2 個 5T 手拉葫蘆撈渣機鏈條，試轉正與反向輕微走300450mm 距離，然后不動。在 13：00 分左右停爐，將撈渣機 4 個水封輪拆卸下來，從此處用消防水把大部分灰渣沖出撈渣機外，然后啟動撈渣機一切正常。三、安監調查情況6 月 4 日 14：40 運行做水力系統切換措施。將#4 爐撈渣機的運行轉速調低，（即停鏈條運行），15：00 運行人員恢復撈渣機運行，將轉速調高至 12.8 左右，撈渣機鏈條實際未動。15：55 運行人員檢查

41、發現撈渣機運行未動，又將#4 爐撈渣機轉速升高至 18.8。16：20 一值值班員接值長令，將#3、4 撈渣機轉速調至低速運行（即油泵運行，鏈條不轉）。以上情況經查看工業電視錄象屬實。結論 1：到 16：20 為止，撈渣機工作正常。檢修人員所做反接控制電磁閥接線及現場數人所做觀察工作等確認了現場回油壓力（0-60KG/CM2）10KG/CM2 為不正常狀態，6 月 9 日安監所組織的實驗也不再出現該壓力值；21渣清理完之后，啟動撈渣機，該設備既不正轉也不反轉，之后，由檢修人員將液力馬達油管對調，該設備就可以正向運轉，對此，檢修公司無法給出解釋。結論 2：撈渣機設備（油站、控制柜、液力馬達系統等

42、）存在問題。四、事故責任與事故性質1、6 月 4 日下午檢修公司在未辦理工作票的前提下，進行工作是不對的。責任由檢修公司工作票負責人及當班班長負責。2、6 月 4 日 9：2014：20 運行人員做系統切換時，由于系統不嚴造成操作時間過長（9：20 開始，14：20 結束）。系統不嚴責任由檢修部鍋爐分部和檢修公司負責。運行部值班員將撈渣機電流百分比調到 8，使撈渣機鏈條停止轉動的責任由運行部負責。3、清渣后由于油管接錯，撈渣機仍轉動不起來的責任由檢修公司負責。4、此次事故的主要責任為鍋爐分部、檢修公司，次要責任為運行部。事故性質：一類障礙。五、事故調查中發現的問題：在撈渣機事故調查中，我們發現

43、檢修部、運行部門存在下列問題：1、工業電視作為對撈渣機運行狀態的實時監視系統，運行沒有充分利用起來，期撈渣機工業電視放在期負壓除灰控制室，而不是撈渣機除灰系統值班室，運行值班人員無法看到電視。#4 撈渣機現場照明燈泡壞了之后長期沒恢復，晚間工業電視啥也22看不到，暴露了這類小缺陷管理上的麻痹，其結果是直接導致夜間設備監視形同虛設，運行各班長要反思，杜絕這類瀆職現象的發生。2、運行巡視責任心急待加強，#4 撈渣機是夜班接班班員接班巡視時才發現的，當值值班員未能及時發現撈渣機停運。運行值班員記錄不詳細、重要操作無記錄或記錄不及時不齊全。不得撕毀值班記錄。3、此次撈渣機 6 月 4 日停運 4 小時

44、，是檢修公司檢修干除渣濃縮機及更換回水泵壓力表工作所必須的安全措施，停運時間長的原因是系統切換時間長，閘板門關不嚴，兩個電動門電動頭長期無備件無法修復自動，手動卡澀。4、期除渣系統投運近十年，該系統沒有一套完整的圖紙和中文技術資料，事故調查初期有關人員以進口設備為借口，一問三不知，設備維護形同虛設，檢修設備責任人要反思自己的工作標準和責任。5、檢修公司對 5 日凌晨控制油壓為 10Kg 而經過對油系統拆裝后又恢復為 20Kg 不能給出一個合理的解釋。六、采取的措施1、運行人員在 6 月 4 日下午停止鏈條運行 4 小時，電機油泵繼續工作是否對設備有一定影響還要進一步觀查。運行人員應加強對撈渣機

45、的監控和巡檢，做好異常情況的記錄，發現異常及時通知檢修人員處理。2、請檢修公司 24 小時派人在現場值班，一旦發現問題與運行人員共同處理，并記錄設備各項參數，何時解除現場值班以安監部通知為準。233、檢修公司對撈渣機系統進行全面檢查，查清楚在清渣結束后，撈渣機仍轉不起來更換油管后轉起來的原因。繼續查找設備缺陷，消除設備隱患。4、由鍋爐分部聯系制造廠家來人講課、培訓，收集整理全部技術資料，結合此次事故進行分析查找原因。徹底清楚液壓系統及控制系統的工作原理和各部件的作用。5、熱工分部對手操器加記錄儀，對相關參數進行監視記錄，便于事故分析。6、運行部要制訂撈渣機長時間停運的操作方案，運行部制定設備停

46、運應急預案。7、將#4 撈渣機列入技改項目，由熱工分部負責。8、檢修公司維護好沖洗鏈條噴頭，解決堵渣問題。案例 29#5 發電機 2205 主開關偷跳事故#5 發電機 2205 主開關偷跳事故一、事故經過2004 年 10 月 26 日 15：43：48，#5 發電機出口 2205 主開關、220KV2057 分段開關跳閘，機組有功由 310MW 驟減至 14MW，無功、定子電流幾乎降到 0，發電機勵磁開關、6KV 工作分支 5A1、5B1 開關未跳，6KV 工作段 5MCA、5MCB 電壓正常，6KV 公用 B 段上輸煤 B 變86TB、循環水 B 變 88TB 跳閘。#5 鍋爐與汽機均未跳

47、閘，汽包壓力迅速升高、汽包水位迅速下降，過熱器安全門動作。15：44：12，#5 機有功 14MW，汽包壓力 19.08Mpa,汽包水位-250mm，24汽機轉速升至 3129rpm，OPC 動作三次，鍋爐手動 MFT，汽機聯跳，大機潤滑油泵聯啟正常，手啟電泵正常。15：46，廠用電失壓，保安段失壓，大機直流油泵聯啟正常，柴油機自啟但 5EG-B 開關未自合，就地手動合上，循環水泵房四臺冷卻水泵跳閘，循環水母管壓力由 110Kpa 降至 5Kpa，#6 汽機真空逐漸下降至-85Kpa，切換空壓機冷卻水源。15：49，廠用電恢復，啟循環水泵房#1、2 冷卻水泵，#5A、#5B循泵自啟，啟閉式水泵

48、恢復空壓機正常冷卻水源，啟電泵及其他設備。二、運行操作思路及點評1、電氣人員發現 2205 開關跳閘、負荷由 310MW 一下降到 14MW，首先斷定機組跳閘，立即搶保廠用電。點評：這是通常做法，但要具體事情具體分析。此次跳機更像一次 FCB 動作（機組快甩負荷，引進型 300MW 機組原美國西屋公司設計中有這一功能，主要用于運行中電氣主開關跳閘、線路故障且短時可消除，讓機、爐不跳，機組帶廠用電運行等待，快甩時汽機旁路自動打開、鍋爐油槍自投、制粉系統自切等，現這一功能國產化后已取消）。2、電氣人員立刻手啟快切廠用電，未成功。用 5A2、5B2 手操強合也未成功。點評：未成功的原因在于：2205

49、 開關已跳開，與電網無連接，機組自帶廠用電，此時采用并聯方式切換廠用電，等同于將兩個電源（6KV工作電源和啟備變來的備用電源）并網，這時快切裝置需檢測電壓差、25頻率差滿足條件才可動作，但當時頻差肯定不滿足了。3、手動將 5A1、5B1 開關切開，強合 5A2、5B2 開關。點評：串聯方式切換，切開 5A1、5B1 開關后，5A2、5B2 開關應能自投合上，自投不成功的原因是前面手操強合了一次沒成功，快切裝置自動閉鎖了 5A2、5B2 開關再合。4、廠用電失壓后，發現#5 柴油機自啟，5EB-2 開關已分開，但5EG-B 開關未自合上，派人到保安段合 5EG-B 開關。點評：廠用電失壓后，立即

50、關注柴油機的運行，盡快恢復保安段電源，思路是正確的。但是未選擇在后備立盤上操作 5EG-B/5EB-2 卻是舍近求遠之舉。5、發現循環水 B 變 88TB 跳閘，立即派人給循環水 B 段送電，合88TB 高壓開關 03B881 后，03B88-2 合閘不成功。#5 機廠用電恢復立即合 AB88-3 分段開關，循環水 B 段電壓正常。點評：處理非常迅速和果斷。6、#5 機負荷降至 14.5MW，汽包壓力升至 19.08 MPa，汽包水位降至-250.2 mm，汽輪機轉速上升至 3129 rpm，鍋爐手動 MFT。點評：發現主開關跳閘，立即手動 MFT 是目前情況下唯一正確的選擇。7、#5 機廠用

51、電失去，檢查確認各直流油泵啟動正常，保安段各設備聯啟運行正常，檢查關閉汽輪機本體各疏水手動門。準備啟動 6B循環水泵，發現循環水泵房 1、2、3、4 號冷卻水泵均已失電，告電氣，派人去就地切空壓機冷卻水源。26點評：當廠用電失去，首先檢查直流油泵聯啟，防止跑氫著火、大機磨瓦，關閉汽輪機本體各疏水手動門。#5 機廠用電失去時，沒有及時注意到空壓機、循環水泵房等公用系統異常運行情況：壓縮空氣母管壓力降低，空壓機冷卻水失去；#1、2 循環水泵不出力，且出口碟閥沒有關閉導致循環水母管壓力大幅度降低；循環水冷卻水泵全部失電。這些都威脅到#6 機組的安全。8、#5 廠用電恢復，啟循環水泵房#1、2 冷卻水

52、泵，#5A、#5B 循泵自啟，啟閉式水泵恢復空壓機正常冷卻水源，啟電泵及其他設備。點評：廠用電失去后，要及時將主要設備開關復位，防止來電后突然啟動損壞設備。三、暴露的問題1、設備問題：（1）、2205 和 2057 開關在無任何保護動作情況下幾乎同時跳閘，原因不清楚。（檢查開關本體和保護通道均正常）。（2）、與#5 機廠用電本無聯系的 6KV 公用 B 段（公用 A 段由#5 機帶、公用 B 段由#6 機帶）上的兩個外圍變壓器 86TB、88TB 跳閘原因不清楚。（3）、#5 柴油機自啟，5EB-2 開關已分開，但 5EG-B 開關未自合上。保安電源的可靠性有待提高。（4）、剛剛跳閘的 03B

53、88-2 開關，幾分鐘后送電時就合不上，暴露設備質量問題。（5）、#5、6 機各只配備一個電氣操作站，在事故情況下無法應付檢27查、確認、操作、復歸等一系列工作。2、人員問題：（1）、在事故情況下，電氣人員配備不足使事故處理顧此失彼、捉襟見肘，這次如果不是在白天和交接班時間的話，這個問題所引的后果將非常嚴重。（2）、運行人員的聯系和經驗不足。這次跳機現象是我廠建廠來的第一次，情況比較復雜，加上機組與電氣人員的聯絡不夠，增加了處理難度。（3）、運行人員對廠用電快切裝置閉鎖條件了解不夠充分。四、應對措施電氣部分1、在：爐機電（單向跳閘聯鎖，不可逆）大聯鎖中，如果鍋爐、汽機先跳，發電機可依靠熱工保護

54、與逆功率保護動作跳閘，因保護正確動作，廠用電可自投成功；而如果類似此次發電機開關先跳時，并無保護動作，造成 5A1、5B1 及 FCB 開關未跳閘時，應在確認主開關已經跳閘，參數已有表現，應采取串聯方式切廠用電，確保廠用電切換成功。2、采取任何方式切廠用電前都要注意復位快切閉鎖裝置。在快切裝置無“閉鎖”信號時，在工作段母線電壓低于定值時，快切裝置會正確動作，備用電源會自動切換成功。3、上述操作不成功，則立即手動先分 6KV 工作段的工作電源開關，再合備用電源開關（合備用電源開關前，必須先將其“同期閉鎖”退28出）。4、一般不建議在快切裝置上進行廠用電的切換，目前只有在 DCS死機或通訊故障造成

55、在 ECS 上無法操作時，才可將快切裝置的操作方式置于“就地”，于快切裝置面板上進行所需要的切換。我們已與檢修進行了溝通。擬在立盤上加裝切換把手，從而實現在 DCS 死機或通訊故障時的電氣回路快速切換。5、以上方法廠用電切換均不成功時，在確保安全的情況下，在就地開關柜上進行手動操作。6、檢查保安段供電是否正常，若柴油機未啟動或保安段的工作/備用電源開關未自動進行倒換，則在 ECS 上或使用硬操小開關進行操作，保證保安段供電正常。請各班確實落實到每個人可以熟練的進行柴油機、保安段的工作/備用電源開關的幾種切換方式的操作，在事故情況下選擇最快捷的切換方式。7、檢查 6KV 公用段，恢復其正常供電。

56、8、檢查外圍各段電源開關的狀態、保護的動作情況，恢復正常設備的運行。9、若再次遇到與本次循環水變相同運行方式、故障（03B88-2 合閘不成功）時，應立即合分段開關，如若分段開關也合不上，此時#5機廠用電因故障短時無法恢復時，應將 6KV 公用 03MCA 段倒為#6 機帶，以免因公用設備失電造成損壞設備或擴大事故。10、待故障排除后，將發電機重新并入系統。機爐部分291、單元長協調好機爐與電氣人員，確認發電機主開關跳閘，應立即手動 MFT 并檢查機、爐、電動作情況。汽機側檢查汽機轉速是否升高，汽機跳閘后，檢查高、中壓主、調節汽門、各抽汽逆止門、高壓缸排汽逆止門、電動門是否迅速關閉，各油泵聯動

57、是否正常。鍋爐側注意檢查安全門動作是否正常，MFT 后制粉系統是否切除，過、再熱減溫水門是否關閉，空預器、風機油站聯動是否正常，爐水泵是否仍有冷卻水?？傊瓌t是安全停機，保護設備。2、若由于廠用電切換不成功導致#5 機廠用電中斷，機組人員除按照運行規程中規定進行處理外，還必須考慮公用系統的運行方式，防止影響#6 機安全運行。循環水母管方式時：（1）、如果#6 機組循環水泵有備用的并具備啟動條件，立即啟動備用泵。（如果兩臺循環水變均跳閘，冷卻水泵跳閘，則不具備程序啟動條件。緊急情況下可讓循泵值班員采取就地手動啟泵，但必須嚴密監視循泵電機各點溫度，盡早恢復冷卻水泵運行）。（2）、調整循環水母管聯

58、絡電動門開度，盡量做到即保證#6 機組正常運行用水量，同時防止#5 機組低壓缸防爆門鼓開；如果不能兼顧，則全關循環水母管聯絡電動門。（3）、如果保安段恢復，立即關小#5 機凝汽器循環水回水門，保持適當開度。（4）、#6 機組注意監視循環水母管壓力，根據機組真空的下降情況適當降低負荷。30廠用儀用壓縮空氣系統：（1）、當發生 6KV 公用段 A 段失電時，#3、#4 空壓機將跳閘，此時#1、#2 應立即啟動，并注意監視壓力。（2）、當發生 6KV 公用段 B 段失電時，#1、#2 空壓機將跳閘，此時#3、#4 應立即啟動，并注意監視壓力。（3）、當發生 6KV 公用段失電時，空壓機將全部停運，此

59、時應立即通知二期單元長打開聯絡門#3，并注意監視儀用氣壓力，必要時可聯系一期打開聯絡門#1。（4）、如果一、二期發生儀用氣中斷，要求打開聯絡門#3 或聯絡門#1，則啟動備用空壓機，并注意監視儀用氣壓力。?輔汽系統：注意監視輔汽系統壓力變化，聯系調整。3、廠用電中斷后，注意及時將所有跳閘設備復歸，解除所有聯鎖，防止設備突然啟動。案例 30#5 發電機勵磁整流變低壓交流母線短路故障及轉子一點#5 發電機勵磁整流變低壓交流母線短路故障及轉子一點接地保護、逆功率保護動作事件接地保護、逆功率保護動作事件一、事件經過：2004 年 2 月 1 日下午 15 時 20 分，#5 機組小修后準備啟動，運行人員

60、測發電機及發變組各側絕緣，發現發電機轉子絕緣接近為零，即聯系檢修人員處理。電氣分部電機檢修人員當晚及第二天上午對發電機勵磁系統直流31回路部分按發電機轉子、勵磁直流母線、勵磁整流柜分段解體檢查確認，引起發電機轉子絕緣低的部分是勵磁直流母線。由于該母線至發電機側一段為封閉母線箱，無檢修門孔，從端部觀察并無異?，F象，根據已往機組停機一段時間后由于空氣濕度較大絕緣下降的經驗，經有關人員研究決定，采用給發電機加勵磁電流的方法，使勵磁回路發熱去濕，以提高絕緣水平。2 月 2 日上午 10 時 45 分，#5 發電機合滅磁開關加勵磁，剛一加勵磁滅磁開關即跳，運行人員檢查發現勵磁整流變差動保護動作。高壓班檢

61、修人員接通知后到勵磁整流變就地檢查，勵磁整流變及母線箱外觀均未見異常，也未見煙霧或焦糊氣味，經有關人員研究決定打開低壓母線箱蓋檢查。打開低壓母線箱立段蓋板后，即發現母線有電弧熏黑痕跡，后將全部蓋板打開，查距勵磁整流變約 3.5m 處母線為故障點。該母線為三相立式布置，由帶凹槽的環氧樹脂板按段分相隔開，查故障點處 A、B 兩相母線上緣各有一點狀電弧燒灼痕跡，故障點處附近約 2 m 范圍內的母線有被短路弧光熏黑的痕跡，在故障點下部的母線箱底找到兩節約 6cm 長的焊條，焊條兩端均有燒融的現象，與母線的燒灼痕跡相吻合，可以確定該焊條是引起勵磁整流變低壓母線短路的原因，故障發生前有焊條掉入母線箱，并橫

62、搭在 A、B 兩相母線上，故障發生時，短路電流將焊條燒斷。當日下午，高壓班及盛邦檢修人員進行了緊急搶修，至時搶修結束。與此同時，電機班又對發電機勵磁直流母線部分進行了進一步檢查、清擦，做交流耐壓試驗合格，并將發電機刷架單獨解開檢查仍未發現問題。32時分許，機組啟動，運行人員執行發電機并列操作，時分，在執行至“合發電機滅磁開關 FCB”一項時，發電機轉子一點接地保護動作，運行人員即手切 FCB 開關，停止機組啟動操作。經有關人員研究決定，將發電機側勵磁直流封閉母線箱焊開檢查處理，同時采用用烤燈烤及通大電流的方法加熱勵磁直流母線，焊開封閉母線箱后檢查發現該段母線及支持瓷瓶積灰約mm 厚（發電機與發

63、電機不同，電機班檢修人員不了解此處存在該瓷瓶，之前從封閉母線箱端部觀察時也看不到該瓷瓶），清理后，測該段母線絕緣升至.M，發電機轉子及勵磁回路整體絕緣升至.M。2 月日凌晨時 分，運行人員再次執行機組啟動操作；時 分，執行發電機并列操作成功；時 分發電機逆功率保護動作，發變組跳閘。經繼保人員檢查為發電機出口 PTTV二次保險座接線接觸不良，導致發電機逆功率保護誤動作。2 月日早時 分，發電機并列操作成功，機組投入運行。二、故障原因及防范措施：、勵磁整流變低壓母線短路）、故障原因：引起勵磁整流變低壓母線短路的原因，是故障發生前有焊條掉入母線箱。勵磁整流變及母線的檢修工作于月日完成，并通過驗收后封

64、蓋。月日，按小修項目要求，盛邦檢修人員在勵33磁整流變上部加防雨棚，施工時，兩名檢修人員站在低壓母線箱上，并將數根焊條放低壓母線箱上，而低壓母線箱在承受兩人重量后，箱蓋發生變形，在箱蓋銜接處的邊緣形成斜面，焊條由此滾入并搭在兩相母線上，#5 發電機合滅磁開關加勵磁時，發電機機端產生電壓，造成勵磁整流變低壓母線短路。）、防范措施：對于類似于在母線箱或電纜橋架上部的動火工作，必須采用諸如墊防火隔板或石棉墊的防火措施，將動火工作下方的設備遮蓋起來，一方面起防火作用，另一方面防止雜物落入設備上。、發電機轉子一點接地保護動作）、故障原因：機組長時間處于小修停機狀態，由于空氣濕度較大，使發電機轉子回路整體

65、絕緣降低，加之勵磁直流封閉母線箱由于結構封閉原因無法檢修清掃，電機班檢修人員又不了解存在瓷瓶，使瓷瓶上的灰塵未得到及時清理，造成轉子回路整體絕緣低，達到發電機轉子一點接地保護動作值而動作。）、防范措施：在勵磁直流封閉母線箱上開檢修孔，及時對母線和瓷瓶進行清掃檢查；在勵磁直流母線箱內敷設加熱帶，防止設備受潮絕緣降低。、發電機逆功率保護動作）、故障原因：發電機出口 PTTV二次保險座接線接觸不良是導致發電機34逆功率保護誤動作的直接原因。機組剛剛完成小修，繼保班檢修人員也對發電機出口 PT 就地二次線箱內接線進行過檢查，但仍留下設備隱患，屬檢修質量不良。）、防范措施：要進一步加強對檢修質量的管理，

66、工作認真細致，并采取必要的技術措施和方法及時發現諸如 PT 二次線接觸不良的問題。三、教訓和故障責任：機組小修后，由于電氣設備的原因，影響了機組的啟動，事件涉及電氣分部高壓、電機、繼保三個班組，事件的發生雖存在一定客觀和偶然因素，但從根本上來講，我們在設備管理和設備檢修方面還存在問題。要進一步增強工作責任心，提高機組大小修質量；對于外協檢修項目，不能以包代管，既要把好檢修質量關，又要把好檢修安全關，尤其要注重安全措施的制定和落實；對于在#1-4 機已經采取的實踐證明行之有效的一些安全技術措施，要及時在新機組推廣實施，不要等問題發生后才被動的去做。案例 31#5 爐 5C 爐水泵電機燒損事故#5 爐 5C 爐水泵電機燒損事故一、事故經過2004 年 2 月 4 日早 8 時，因#5 爐 5C 爐水泵#6 濾網差壓高，廣東火電拓奇檢修公司在鍋爐分部填好更換#5 爐 5C 爐水泵#6 濾網工作票后，采取如下安全措施：（1）關閉#5 爐 5C 爐水泵#6 濾網前后隔離截止閥，上鎖并掛“有人工作，禁止操作”警告牌35（2）打開#5 爐 5C 爐水泵#6 濾網旁路閥。運行人員補充的安全措施如下：（