1、電氣專業事故案例匯編一、6號機廠用電失電事件1、事件經過11:23:49:48 , 6號機組主變A相差動保護動作，A相主變重瓦斯動作，壓力釋放繼電器動作，GIS跳閘，跳高廠變 6kV分支進線1開關，6kV四段母線失電，380V廠用電全失(380V保安A/B段失電)， 發電機跳閘，汽機聯跳，鍋爐喪失火檢MFT。主汽壓力最高升至18.66MPa ,再熱汽壓力最高升至 6.453MPa ,四個高旁快開，再熱器 1、4號安全閥動作，A側低旁動作開到11%后關到零，B側低旁動作開到26%。廠用電切換成功后，4號高備變B分支三相過電流保護動作，6kV B、D段母線再次失電；自動啟動柴發保安A段恢復正常，保

2、安 B段帶電瞬間，柴發因低電壓保護動作跳閘，保安A/B段同時失電；低壓缸H低壓缸I大氣釋放閥相繼動作；汽輪機轉速降到510轉/分，因頂軸油泵電源失去，頂軸油泵無法啟動，液壓盤車無法自動投入；機組惰走時間僅13分11秒。2、原因分析(1)主變跳閘原因分析：根據故障后的油色譜分析，變壓器內部發生涉及固體絕緣的放電性故障。放油內檢，發現高壓側圍拉帶損壞，高壓側主柱下方存在少量碳化物和銅珠。結合低電壓阻抗測量初步判斷系內部線圈發生絕緣性故障，造成差動及重瓦斯保護動作， 發變組開關跳閘(2) 6kV廠用電失電原因分析：6kV B和D段主要為機組負荷(I類負荷)供電，高壓備用變壓器(04號高備變)為1臺5

3、2/28-28MVA有載調壓型分裂變壓器，共有 A/B兩分支，A分支帶6號機組6kV A/C 段，B分支帶6號機組6kV B/D段。當廠用電工作電源跳閘時，通過廠 用電切換裝置進行慢切(2秒延時)，廠用電成功切換到 04號高備變A/B分支帶電，由于6kV各段的高壓電動機低電壓保護定值設定為9秒延時，6kV B/D兩段大部分負荷沒有跳開，導致B分支負荷電流過大，過電流保護動作，造成 B/D段跳閘失電。(3)保安段失電原因分析：柴油發電機起動，保安A段正常后，在保安B段帶電瞬間，因柴發就地PLC控制箱內電壓采集板四角螺絲僅固定一角(該裝置為廠家全封閉管理，正常情況下不允許用戶開箱檢查)，柴發啟動后

4、因振動造成電壓采集板接線松動柴發低電壓保 護動作，造成保安 A/B段的2路電源全部失去。3、防范措施(1)設計時考慮負荷分配合理。(2)定期檢查機組TZ投退壓板狀態正確，在設備切換后及時切換TZ投退壓板，事故停機段供電時監視其電流不超過 3000A。4、小結(1)壽電對于不重要的10kV負荷高壓電動機低電壓保護定值設定短一點的延時，確保開關能夠及時分閘，從保證重要負荷開關。(2)優化保安段各電源進線的分合閘邏輯，柴發啟動后應該確認 保安段至鍋爐PC的兩個電源進 線開關已在分閘位后在合柴發至保安段的進線開關，防止從保安段給鍋爐PC倒送電，造成柴發過負荷(3)對于柴發的容量選擇應該滿足整個保安段失

5、電后所用負荷開關的容量。二、主變無載分接開關故障1、事件經過2010年1月23日，對#4主變進行第一次送電沖擊時，B相發生故障差動保護、重瓦斯保護動作，變壓器本體防爆門動作并少量噴油。從 送電到開關跳開歷時 28ms。排油結束后，進入器身檢查，檢查結果 如下：在故障點附近的夾件處散落著碳化物和細小銅粒，調壓線圈上 部抽頭處絕緣紙開裂，露出銅導線，高壓I繞組上端部絕緣角環向上脹起變形，線圈上部壓板壓釘絕緣紙漿墊圈脫落，無載調壓分接開 關動、靜觸頭有輕微拉弧現象，被弧光燒傷。2、原因分析：分析認為是由于B相分接開關觸頭接觸不好造成弧光短路，引起故障。B相變壓器修理完畢返廠，3月21日主變反送電五次

6、沖擊試驗合格投入運行。3、防范措施 加強變壓器安裝后的試驗工作，最后要測量運行分 接位置的直流電阻，測試結果應與出廠試驗數據相符；變壓器送電前，要確認分接開關位置正確無誤。4、小結(1)建議壽電在變壓器檢修或新安裝完成后由檢修人員和設備人員共同確實所有的接線、觸頭都完好、牢固，同時做好記錄。(2)壽電主變為無載調壓裝置，針對調壓裝置的位置必須經直流電阻測試后確定，并在就地操作箱上鎖，防止他人誤動。三、人員誤操作導致 41小機跳閘1、事件經過2010年04月10日，4號機組啟動過程中：04: 55一公司聯系值長停停運 42號小汽機潤滑油系統。04: 57接值長令，停運42號小汽機潤滑油系統。04

7、 : 59將41號小機2號潤滑油泵掛牌，停運 41號小機1號潤滑油泵，41號小機直流事故油泵聯啟，將41號小機1號潤滑油泵掛牌，停運41號小機直流事故油泵。41號小機潤滑油壓低(W 0.07MPa )保護動作，41號小機跳閘。給水泵全停觸發鍋爐MFT動作。立即啟動41號小機1號潤滑油泵，恢復41號小機潤滑油系統。05: 01鍋爐爐膛吹掃。2、原因分析(1 )人員操作失誤，錯將 41號小機潤滑油泵當做 42號小機潤滑油 泵停運。(2)監護人員監護不到位，導致操作人員操作時無人監護、指 導。3、防范措施(1)嚴格執行三票三制，運行作業人員在執行操作票、工作票制度時，在進行操作作業前要嚴格把握“五個

8、不干”的原則：(操作任務不清不干；沒有操作票或操作票不合格不干； 應有監護人而無監護不干；有對設備和操作疑問千萬不干； 沒有保護措施和防范措施不干。)養成“ 一停二看三想四干”的工作習慣。在操作前必須進行“四核對”：核對機組編號；核對 設備的雙重編號；核對設備的位置；核對設備的狀態。在操作中嚴 格執行“四個禁止”： 禁 止操作人、監護人一起操作，失去監 護功能；禁止有疑問時盲目進行操作；禁止邊操作邊做 與操作無關的事情，分散注意力；禁止野蠻操作。(2)操作中嚴格執行“ 唱票復誦操作回令”步驟，復誦時操 作人員必須手指設備名稱標識，監護人確認與復誦內容相符后，監護人下“正確！執行！” 令后，操作

9、人方可操作。操作完畢 后，操 作人員回答“操作完畢！”。(3)嚴禁無監護情況下操作；嚴禁一組人員同時進行兩項操作任 務；嚴禁在操作過程中進行其它工作。(4)對重要和復雜的倒閘操作，應進行風險評估，制定風險預控 措施再進行操作。加強操作監護，防止走錯間隔，動錯設備，錯誤拉合開關和刀閘。(5)加強員工教育培訓，提高操作人員專業技能，提高員工責任 心意識。4、小結(1)壽電在今后的調試和運行中制定相關防三誤的措施，并要求 員工嚴格執行。(2)加強三票三制的培訓，嚴格執行三票三制。(3)加強人員培訓教育，提高員工責任心四、汽機PC3A段母線失電1、事件經過2009年1月9日，8 : 40上海電建人員持

10、 233隔離單（K2號螺桿空 壓機事故處理）要求進 #3機6KV 3A段配電室，運行人員為其開門并 告其不準進行與本隔離單無關工作后離開。58 PC3A段電源進線開關跳閘，PC3A段母線失電，主機盤車跳閘，汽機保安 MCC段I路電源進 線開關跳閘，汽機保安 MCC段H 路電源進線開關聯合正常。31定子水泵失電未聯啟3 2定子水泵31定子水泵開關未跳閘，定子水系統壓力低開關信號未發（當時壓力已 達0.0 6 MPa） 、 31、32機械真空泵跳閘、31密封油泵跳閘聯啟直流密封油泵。07就地檢查PC3A段母線外觀無異常，工作電源進線開關確 斷后合汽機P C段母聯開關，PC3A段母線電壓恢復正常。0

11、8啟動32定子水泵定子水系統恢復正常；啟動3 1交流密封 油泵停止直流密封油泵密封油系統恢復正常；啟動3 1、3 3機械真空泵。11盤車電源恢復正常后啟動主機盤車，主機盤車恢復正常運 行。2、原因分析 工作人員在31汽機低廠變間隔處理缺陷（與 233隔 離單無關）將低壓側開關跳閘線短接。3、防范措施（1）加強“兩票三制”管理，杜絕習慣性違章。切實落實“操作票”和危險點分析預控制度,操作要執行“五要領”(2)加強人員管理。要了解工作人員的精神狀態，提高工作責任 心，真正做到精心監護，精心操作，及時發現異常現象，采取對策及 時處理。(3)對設備標示牌缺損等問題，要“小題大做”，充分認識其缺損和標識

12、錯誤的危害性，使設備標識正確、清晰、明了，設備管理規范、標準。4、小結(1)加強設備及人員管理。加強調試階段各方面人員行為的管 控，嚴格執行“兩票三制”，培 養“嚴、細、實” 的工作作風。(2)重視停機及調試階段的設備監視及操作。對于非正常運行階 段的設備加強管理，防止類似事件的發生。(3)加強現場作業人員的現場培訓和崗位操作技能培訓，加強培 訓工作的針對性和有效性。五、發電機漏氫1、事件經過2009年某廠6號發電機在調試期間，兩臺發電機定冷水箱漏氫嚴 重，機組沖氫后就超標，到達或超過4%,嚴重影響系統安全穩定運行。了解同類型機型運行中的8臺機組也出現同樣問題，同時要求 發電機廠給予處理，回答

13、是氫通過絕緣引水管滲透到定冷水系統里去。2、原因分析 發現定冷水進出水口法蘭處密封圈偏小引起漏氫情 況，并把情況通報發電機廠工代最終更換密封圈，運行后定冷水箱漏氫率為0%。因國內機組定冷水箱漏氫爆炸事情時而發生，國華同類 機組應引起重視。3、防范措施(1)強化對設備安裝的跟蹤及驗收工作。(2)針對設備的共性問題，及時聯系制造廠家選用性質優良的密 封墊圈。(3)定期要對定冷水箱含氫量進行監測，發現異常及時處理。4、小結(1)壽電發電機冷卻方式為水氫氫方式，在發電機氣體嚴密性驗 收時嚴格執行標準，杜絕讓步驗收。(2)設備安裝時嚴把質量關。(3)定期檢查發電機在線漏氫監測裝置運行情況，發現異常及時

14、聯系匯報。六、發電機線棒出水溫度異常升高1、事件經過2009年8月19日，5號發電機23梢上層線棒出水溫度在運行中出現 偏高異常，負荷到1000MW時出水溫度比其他線棒出水溫度高 18 C,且后面發展到發電機漏氫嚴重。經發電機線棒解體檢查發現23號上層線棒已燒壞，更換同組的6根上層線棒后發電機運行良好，各系統運行良好。2、原因分析拆除23線棒主絕緣，發現靠近勵端1.5m處，線棒內側面燒兩個洞，不銹鋼管(空心導線)和銅導線被燒融現象，燒融的一組導線一直到引線部分都已燒焦。，外側面已有斷排的征兆。發電機廠沒有給出結論。但現象是明顯的，線棒股間絕緣損壞是主因。3、防范措施(1)針對設備本身存在缺陷的

15、問題，組織專題討論會，出臺有效可行的防范技術措施。(2)加強新建機組的質量驗收和把關工作，扎實開展基建遺留尾工治理、安全隱患排查和整改、安全性評價等工作。(3)加強對新技術、新設備、新材料的消化和吸收，把安全生產標準、規程的要求落實到每一位職工和崗位。(4)加強機組運行監測和設備管理，嚴格把“ 四不放過” 原則認真對待各類異常情況，及時分析處理，避免事態擴大，防止類似事件重復發生。(5)要全面對照落實二十五項反措要求，落實整改要求，不斷提高設備健康水平。4、小結(1)做好到貨驗收，查閱質量簽證文件合格，做好設備絕緣技術監督工作；對絕緣水平檢查、檢驗合格。(2)做好設備安裝、調試及運行的持續跟蹤

16、，做到設備各項參數符合要求，電氣主設備絕緣水平監督到位。七、機10kV II段工作電源進線 7102開關因吸風機間隔進老鼠導致零序過流保護動作跳閘母線失電1、事件經過#7機10kV II段工作電源進線7102開關因吸風機間隔進老鼠導致零序過流保護動作跳閘母線失電，10kV電機低電壓保護未動作，開關未斷開。由于開關輔助接點未轉換，風機擋板聯鎖未動作，導致事故擴大停機。2、原因分析鄒電10kV電動機采用南瑞的 RCS-9626、RCS-9627電機保護裝置，當10kV母線失電時所有低電壓保護未動作，屬于保護裝置問題。3、防范措施(1)加強配電間的管理，務必做到送電前及送電后柜門的安好及嚴密。(2)

17、務必做到電纜孔洞封堵嚴密。(3)設備簽收以后，進行廠用電聯鎖試驗以檢測保護和聯鎖。4、小結(1)強化施工人員專業技術，加強施工質量管理，對于不符合技術標準的一律拒絕簽收。(2)做好設備接收后的重新檢查及調試工作，做到設備投入前進行必要的電氣聯鎖試驗以檢測保護及聯鎖的正確性。(3)做好設備運行期間防止小動物的措施，對所有配電間撒放鼠藥，堵塞孔洞，配電室安裝防小動物隔板，防止類似異常事件的發八、主變A相層油面溫度 56 C,繞組溫度 87/94 J主變 A相噴油。1、事件經過某廠機組啟動后，主變 A相層油面溫度56 C,繞組溫度87/94 C, 主變A相噴油。DCS中“主變A相壓力釋放” 信號未發

18、，發變組保護“主變A相壓力釋放動作” 繼電器未掉牌。2、原因分析變壓器啟動前油位高，溫度上升后內部壓力增大；呼吸器不暢 通。3、防范措施(1)重新檢查主變 A、B、C相油位，保證油位正常。(2)對主變A相呼吸器進行檢查，保證呼吸器正常工作。(3)檢查“主變A相壓力釋放動作” 繼電器未掉牌原因，進行相 關維護。(4)對公司其他變壓器也進行相關檢查。4、小結(1)在變壓器投運前應進行全方位檢查，油位要按照廠家說明書或者相關要核對正確。(2)定期檢查變壓器呼吸器并納入定期工作中。九、機組充電保護動作跳閘啟停機1、事件經過09:30為減少電量考核，接值長令，逐漸升負荷至 820MW ,升負 荷速率5M

19、W ,加負荷過程中機組振動正常。09:53 1A漿液循環泵開關處理完畢，投運1A脫硫漿液循環泵運行正常。11:32一號機組主變高壓側5011、5012開關跳閘，發電機滅磁開關未跳開，手動分閘；汽輪機高中壓調門關閉，汽機轉速最高至3140r/min，惰走時間77min ;汽輪機高中壓調門關閉后，四抽壓力 迅速下降，汽泵轉速至3810rpm ,給水流量329.5t/h ,鍋爐給水流量低MFT ;鍋爐MFT后聯鎖汽輪機跳 閘動作正常。11:32一號機廠用10KV1A段快切裝置動作，啟動方式為母線低電 壓串聯切換動作，跳開10kV IA段工作電源進線開關，合上 10kVIA段備用電源進線開關。#1機廠

20、用電B段快切裝置動作，啟動方式為母線低電壓串聯切換動作，跳開10kV 舊段工作電源進線開關，合上10kV舊段備用電源進線開關。2、原因分析運行人員執行的操作票有錯誤，1號機組并網操作票中有“ 投入500kV GIS站5011、5012開關充 電過流保護軟壓板”內容，導致運行人員操作錯誤，誤投入充電過流保護，造成 5011、5012開關充 電過流誤動跳閘。充電過流保護投退應根據調度人員指令進行，只在 線路充電時短時投入，充電結束后立即退出，即該保護在機組正常運行時不能投入。發變組保護C柜熱工保護投退存在爭議，在基建期技術監督檢查和 繼電保護定值審查討論時熱工院和研究院相關專家認為該開關量保護誤動

21、風險比較大，不建議該保護投入，但設計院設計有該保護，所以當時將該保護動作時間整定為10S ,防止熱工側誤發信號和接點抖動造成保護誤動，熱工保護接點保持時間為 5S,所以該保護啟動后返回，沒有跳閘出口，導致滅磁開關不能跳閘，廠變分支開關不能跳閘，廠用電不能快速切換。3、防范措施(1)在發電機并網操作票中刪除“投入充電過流保護” 內容。(2)重新修訂運行規程、對重要操作中保護的投、退列出明確條 款。(3)開展運行和設備維護人員交叉培訓活動，對重要操作票或保 護投退單進行共同審核，使每位生產人員熟練掌握。(4)舉一反三，立即組織各專業再次梳理可能引起跳機的隱患，并研究處理辦法。(5)組織技術委員會召

22、開專業分析討論會，分析相關保護動作原 因，是否屬于正確動作，并討論并網信號消失是否需要關主汽門、熱工保護是否需要投入等技術問題。4、小結(1)在發電機等重要電氣設備投運前，要進行保護核查，并建立 保護核查單。(2)加強專業管理，建立運行標準操作票。(3)加強電氣保護知識培訓。十、機組4A備用電源進線開關跳閘1、事件經過2014年08月31日下午16: 07: 51, 4號機6kV A段4A備用進線 開關跳閘，6kV 4A段失電，檢查汽 機MCC A段、鍋爐MCC A段備 自投切換正常，巡檢就地檢查啟備變本體、4A備用電源進線本體、6kV 4A母線均正常，備用進線開關分閘狀態。當班值長聯系工程

23、部、安監部、設備部、上調試、施工單位等相關人員進行匯報。經各單位聯合檢查后排除了設備誤動和人員誤操作等原因，確定 是由于電建、GPS廠家人員在4號機快切裝置屏、綜合自動化系統屏 柜有進行接線和 GPS對時調試工作時誤碰 6kV A段4A備用進線開 關出口跳閘回路所致。由于設備本身并無損害及異常，經各方檢查合 格后重新恢復運行。2、原因分析(1)現場工作人員對工作存在的危險性認識不足，對屏柜存在的 危險點分析不充分，沒有充分進行危險點預控，做好相應的安全措施造成6kV備用進線跳閘。(2)現場跟蹤人員對重要帶電設備敏感度不夠，對涉及帶電設備 未能引起足夠重視，現場經驗不足。(3)未嚴格執行調試期間

24、工作票管理制度，切實履行工作監護制度。3、防范措施(1)嚴格執行工作監護制度，業主相關人員做到工作全過程監 護。(2)工作開始前，調試、業主應對現場工作人員交代危險點，做 到風險預控。4、小結(1)壽電公司在基建調試期間，涉及到運行設備和維護設備有交叉的工作，應在工作前組織調試、電建、業主、監理等有關人員碰頭會，經行風險評估，并將會議紀要落實到工作票相關措施中，確保 運行設備安全。(2)嚴格執行工作票制度。十一、6kV廠用1BB母線短路故障停機事件1、事件經過2014年8月18日18時30分，#1機組負荷400MW ，機組運行方式 正常、參數正常。11、12、13、14、16、17、18磨煤機

25、，11、12引風機，11、12送風機，11、12一次風機，11、12循環水泵，11、12 汽動給水泵運行。#1機組高廠變帶6kV母線1BA、1BB段運行正常。2014年8月18日18時46分，集控室聽到異常聲響，控制室部分照明消失，事故喇叭響，立盤“ 6kV廠用段故障” 光字報警，運行值班 員檢查6kV廠用1BB段進線開關1BB-02跳閘、母線電壓、電流為零， 380V廠用1CC段、1CD段、1CE段母線工作電源跳閘備用電源自投 正常。6kV 廠用1BB段所帶負荷13、14、17、18磨煤機、12引風 機、12送風機、12一次風機，三級12凝結水泵、12射水泵、12循環 水泵失電跳閘。運行值班

26、員立即進行鍋爐降負荷穩定燃燒的調整操作。18時47分，運行值班員發現11、12給煤機跳閘，立即搶合給煤機；18時47分07秒，12給煤機搶 合成功；18時47分17秒11給煤機 搶合成功。18時48分19秒，#1鍋爐內置閥閥前壓力低保護動作，鍋爐 MFT。18時48分26秒，#1汽輪機及發電機出口 01負荷開關跳閘，#1發電 機解列。18時50分，運行人員就地檢查6kV廠用1BB段配電室內有煙塵，聯系檢修人員現場進行檢查及處理。20時30分，經檢修上票對6kV廠用1BB段停電解體檢查，發現#18、#17、#15開關母線室弧光蓋板打開，#17開關母線室內部有短路放電痕跡。18日20時至19日5時

27、，檢修人員對 #17開關、#18開關母線室內的 母線及分支母線進行拆除，將 #16、#15、#14開關柜母線室內的燒 蝕、碳化的共計 8塊母線絕緣支撐板進行更換。對 #14、#15、#16、 #17、#18開關柜內的碳化物進行清理，對母線端頭進行絕緣處理。18日20時，電氣二次人員檢查保護動作情況，高廠變1BT兩套保護裝置 T35-I、T35-II 面板上 CURRENT、PHASEA、PHASEB、 PHASEAC顯示燈點亮，窗口有“相延時過流1”、“相延時過流2啟動 信息，故障錄波器顯示“ 高廠變6kV 1BB分支A相電流突變量啟 動”信息，1BB母線PT柜有低電壓信號，備用電源進線開關保

28、護裝置顯示“過流一段動作，跳閘燈亮。從錄波波形中看出三相電壓同時 降低，A、C相電流同時增大，A相最大電流達 44.1kA , C相最大達31.9kA ,由于母線電壓降低，工作電源進線開關備自投動作，跳閘工作電源進線開關，聯動備用電源進線開關1BB-20合閘，因故障仍存在，備用電源進線開關柜過流一段保護動作，延時0.3S跳開備用電源進線開關。電氣二次保護動作正確。18日21時，運行人員組織對鍋爐內置閥前壓力低保護動作情況進行檢查，發現#1鍋爐內置閥前壓力低保護動作（23MPa延時30秒）觸發鍋爐MFT動作停爐。（6kV 廠用1BB段失電，其接帶的13、14、17、18磨煤機跳閘，6kV 廠用1

29、BB段失電導致400V 1CE段工 作電源失電備用電源自投，備自投過程存在0.5秒失電切換，400V1CE段接帶的11、12給煤機電源瞬時失電，給煤機中間繼電器失電返 回，導致了 11、12給煤機停運。截止到 18時46分13秒，運行 中的7臺制粉系統跳閘6臺，鍋爐總煤量 由166t/h下降到43t/h ,鍋爐 燃料下降過多、熱負荷急劇降低，B3前壓力由故障前 25MPa下降到23MPa。），#1鍋爐內置閥壓力低保護動作。19日1時，取#1高廠變油樣進行常規分析（水分、色譜），與2014年6月13日油質化驗結果比較未見異常，試驗結果合格。（乙快：0; 一氧化碳：677.76 ;甲烷15.82

30、;二氧化碳：3983.60 ;乙烯：34.28 ;乙烷：3.08;氫氣：2.13。水分：5.2）。19日6時，母線搶修工作結束，電氣試驗人員對1BB段母線進行（26kV/1分鐘）整體耐壓試驗，試驗合格。19日7時，6kV廠用1BB段投入運行,#1機組具備啟動條件19日14時15分，#1鍋爐點火。19日18時03分，#1機組并網。2、原因分析#1機組6kV廠用1BB段#17開關柜母線室母排與 #16開關柜相鄰的 絕緣支撐隔板(酚醛樹脂材質)處，運行中出現A、B相母排相間短路進而引發三相短路，進線開關過流保護動作，6kV廠用1BB段失電。酚醛樹脂與其它絕緣材料相比絕緣性能較差，受環境溫濕度、灰 塵

31、等因素影響較大；長期運行局部絕緣性能劣化。3、防范措施(1)對1BB母線進行檢查處理，確保絕緣性能符合要求。(2)結合事故案例，維護班組及管理人員進行風險培訓，提高專 業人員風險辨識、風險分析、風險防范的能力。(3)對事故開關柜母線檢修工藝進行細化和完善，重點增加酚醛 樹脂絕緣的檢查、處理內容。(4)利用檢修機會對其他相同型號開關柜酚醛材料絕緣的使用情 況進行檢查和處理。(5)評估事故開關柜重要性，加快設備改造項目的實施，徹底杜 絕酚醛樹脂絕緣性能低的故障隱患。(6)進行全廠電氣絕緣設備普查，對存在酚醛類影響絕緣的樹脂 材料的設備制定整改計劃逐項進行治理。(7)將目前執行的“ 每日下午記錄開關

32、配電室最高濕度”改為“在各6kV配電室設置記錄表單，每班記錄各配電室濕度”。將控制配電室濕度不超過 80% ,變更為不超過 70%。(8)做好#1高廠變油質監督工作，機組運行后第一周取油樣監視，以后隔周進行，兩個月后恢復正常監督周期進行。(9)利用#1機組計劃檢修機會，安排對 #1高廠變進行繞組變形試 驗。4、小結(1)電氣專業人員對設備上使用的酚醛樹脂絕緣材料沒有認真研究，對該方面知識掌握欠缺。(2)電氣專業對事故開關柜母線檢修的工藝方法、質量標準，制定不完善。檢修文件中未涵蓋對酚醛樹脂絕緣支撐板的檢查、處理內容。(3)電氣專業對電氣設備管理存在漏洞。未能對廠內使用酚醛樹脂的電氣設備進行詳細

33、排查，未制定有效的防范措施，開展針對性的隱患排查治理工作。(4)給煤機設備改造時，專業間設備評估、溝通不到位。熱工專業不了解上級電源結構，未能評估出供電系統會出現瞬間失電現象，導致控制回路不可靠，致使 11、12給煤機因400V 1CE段電源 失 電跳閘。(5)專業風險評估不全面，對酚醛樹脂絕緣材料的使用風險辨識 不到位，沒有制定針對性工序工藝質量管理措施。(6)未評估出低壓廠用電源切換導致給煤機停運的風險，給煤機控制回路電源系統設計不合理，專業風險分析能力差十二、勵磁變高壓引線接地故障停機事件1、事件經過2014年8月29日15時30分，#3機組負荷617MW ,機組協調方式， AGC投入，

34、主汽壓力 24.3MPa、總 給煤量260t/h、總給水量 1842 t/h ,中間點溫度 418.6 C, 31、32引風機、31、32送風機、31、32 一次風機運行，3236制粉系統運行，31、32汽泵運行。2014年8月29日15時51分19秒，5022、5023開關跳閘，滅磁開關 跳閘。15時51分20秒，汽輪機跳閘，主汽門關閉，檢查汽機各潤滑油泵 聯啟正常。15時51分20秒，鍋爐MFT。16時11分21秒，爐膛吹掃結束。16時43分49秒，汽輪機轉速到零，投入盤車。電氣二次人員現場檢查：15點51分19秒479毫秒，#3發變組保護柜電量保護 A、B柜 均報“定子接地保護”動作，發

35、變組保護非電量C柜發勵磁系統故障報警，故障錄波器波形顯示發電機定子電壓C相由11.55kV降為 1.53KV , A相電壓由11.55kV最高升值19.91kV , B相電壓由11.55kV 最高升值20.59kV ,繼電保護正確動作（故障錄波詳見附件1）。 電氣一次人員現場檢查：16時52分，發現#3勵磁變C相高壓側引線燒損，其它兩相引線無過熱現象，三相線圈無過熱、外觀檢查無異常。17時36分，更換C相燒損的引線后，同時對A相、B相相同部位的引線進行檢查， A、B相引線端子 外觀檢查正常，剝開 A相引線鼻子上的熱縮護套發現引線鼻子存在壓接不良的現象，隨后立即對A相、B相引線進行了更換，其它部

36、位引線鼻子檢查無異常。18時23分，進行勵磁變絕緣試驗正常（高壓側對低壓側及對地絕緣值為：A相237M Q、B相188M Q、C相242M Q）、直阻試驗正常（直阻值為： A相 121.5 MQ、B相 122.2 MQ、C相 122.4 MQ）,恢復接線后進行發電機整體絕緣試驗正常（絕緣值為：62.7 MQ）。19時15分，主變油中色譜分析完成，結果與最近一次分析結果比較無異常（本次分析數據：氫 氣含量3.42 pL/L , 一氧化碳244.84此/L , 二 氧化碳3147.93此/L , 甲烷7.84此/L , 乙烷1.53 5/L,乙烯0.81 此/L,乙快19時45分，#3鍋爐點火。2

37、2時29分，#3機組并網。2、原因分析#3機組勵磁變壓器內高壓側線，線鼻子壓接工藝不良，運行中電機定子接地保護動作，機組跳閘。#3機組勵磁變壓器內高壓側線，線鼻子壓接工藝不良，運行中電機定子接地保護動作，機組跳閘。3、防范措施0.00。/L ,總炫 10.18 WL)C相升高座下與變壓器本體連接引虛接過熱拉弧發電機 C相接地，發C相升高座下與變壓器本體連接引虛接過熱拉弧發電機 C相接地，發（1）對于同批次存在相同隱患的變壓器，專業將立即進行研究，在做好全面安全風險評估的基礎上對變壓器的引線鼻子及接線端子定期進行測溫和紅外成像檢測。(2 )計劃檢修中將存在隱患的變壓器高壓側引線進行檢查及更 換。

38、(3)在電氣專業內部開展關鍵設備風險辨識與控制工作，提高檢 修管理質量管控，對影響系統安全運行的設備關健點進行深層次評估，修編檢修文件包及定期工作內容。制定勵磁變引出線檢查的措施和檢查標準并落實到檢修質量控制文件中。(4)舉一反三，建立所有電氣設備大電流接點、接頭測溫、巡檢 臺賬，并在日常巡檢、點檢檢查不到的所有電氣設備大電流接點、接 頭處粘貼試溫蠟片，便于機組檢修或停備時進行檢查。(5)修訂完善重要設備質量驗收標準，對驗收細項進行全面梳理，重點部位應落實責任由點檢員進行現場驗收把關。4、小結(1)此次事件暴露出事故單位電氣一次設備、電氣二次設備分級 管理不到位，對導致機組降出力、非停的設備管

39、控重點有疏漏，特別是對電氣一次設備引線接頭中制造廠接頭/端子、安裝接頭/端子、檢修接頭/端子同等重視程度不夠，檢修規程、點檢標準、檢修文件 包等未做詳細規定，導致計劃檢修、日常點檢中未能重點落實；導致運行中接頭虛接過熱拉弧接地。(2)勵磁變壓器正常運行時柜門封閉，升高座下部端子引線處不 易從外部觀察。但變壓器高壓引線接頭過熱是漸變的過程，若能采取有效的檢查、檢測手段，可以及時發現該重大設備隱患。（3）勵磁變壓器制造時，高壓側升高座下部端子與變壓器本體連 接引線，電纜頭施工工藝不符合GB50168-2006（電氣裝置安裝工程電纜線路施工及驗收規范）等相關施工工藝標準（截面積大于 2.5mm2 的

40、多股銅芯線，多股銅芯線與插接式端子連接前，使用符 合規格的壓接模具與壓線鉗進行壓接，壓接后應進行搪錫處理）。電纜終端頭壓接后未進行搪錫處理，外部絕緣處理后即出廠制造了 隱患；設備到貨驗收及帶電投運時設備驗收把關不嚴，傳遞了隱患； 機組首次檢查性修理時，隱患排查不徹底，接受了隱患。十三、發電機轉子接地保護動作停機事件1、事件經過2014年9月4日09:45 #1機組負荷600MW ,無功205MVar ,機組協 調方式，勵磁電流 3393A ,勵磁電 壓380V ,主汽壓力16.5MPa、總 給煤量238t/h、總給水量 1902 t/h ,主/再汽溫度 540.6/538.8 C, A、B引風

41、機、A、B送風機、A、B 一次風機運行，AF制粉系統運行，A、B電泵運行。2014年9月4日09:50 ,發電機維護人員對#1發電機勵磁滑環小室進行碳刷打火消缺（工單號：7297 ,工作內容：#1發電機碳刷清掃及調整），拔出 G11刷握進行檢查時第 1梢內碳刷斷裂脫落，斷裂碳 刷從發電機極板與滑環縫隙處掉入滑環正負極間排風扇。09:55:47 DCS發“ #1發電機AVR轉子接地故障報警”，“ #1發電機AVR勵磁裝置總報警”。09:56:19 #1機組跳閘，檢查 DCS首出AVR轉子接地報警，#1發變組A、C柜勵磁系統故障，發電機 出口開關5011、5012跳閘，滅磁 開關跳閘，鍋爐MFT。

42、10:15 ,針對轉子接地保護動作情況，發電公司緊急召開現場專業 會，確定相關檢修項目。10:25 汽輪機轉速到零，投入盤車。10:55 汽機房6.9米勵磁風扇底部發現發電機負極G11刷握第1梢碳刷斷裂碎塊。11:30對勵磁直流母線絕緣進行檢查，拆除勵磁柜軟連接，檢查合格（正母20.5G Q ,負母41.1G Q ,正負間50.2G Q）。11:55對勵磁交流母線絕緣進行檢查，檢查合格（8.6G Q ）。12:30對發電機轉子進行絕緣檢查，拆除碳刷，從滑環進行測量，檢查合格（2G Q ）。13:30對轉子接地保護裝置及回路進行檢查，檢查正常（電容值：C10 : 2.04uF、C11 : 2.0

43、3uF、C04 : 2.06uF、C05 : 2.03uF ,電容 標準值2t0% ;電阻值：1.7 Q ;轉子回路分流器回路絕緣電阻值無窮大；轉子回路分壓器回路絕緣電阻值無窮大）。14:30對發電機集電環、排風扇、刷架、碳刷等進行全面檢查清 掃。14:45對損壞碳刷進行更換（1塊）。15:05現場召開檢查總結會，分析認為，發電機及勵磁等一次系統正常，轉子接地保護裝置無異常。15:55#1鍋爐點火。19:05啟勵狀態下對轉子接地保護定值進行校驗，保護正確動作(3200 Q、5s信號，520 Q、2s跳閘)，正極對地電壓為 64V、負極 對地電壓為65V ,滿足標準要求。20:03#1機組并網。

44、2、原因分析G11第一梢碳刷斷裂碎塊由于負壓影響使其從發電機極板與滑環 縫隙處吸入滑環正負極間排風扇，在負極滑環與排風扇之間形成通路 (風扇經大軸接地)，造成轉子接地，發電機轉子接地保護動作。3、防范措施(1)進一步細化碳刷到廠及安裝前設備驗收標準，落實專人對碳 刷進行驗收，確保到廠后及安裝前碳刷無原始缺陷，杜絕不合格碳刷進入現場使用。(2)對#1#4機組發電機碳刷進行紅外測溫，對溫度異常碳刷進 行細致檢查及分析，制定治理計劃。(3)進一步完善碳刷安裝及拆除檢修工藝及風險評估，在碳刷更 換過程中，用絕緣擋板在排風扇口進行隔離，確保異物不進入排風扇內。(4)就碳刷刷握結構與制造商溝通，進行工藝改

45、造，使拔出前碳 刷在刷握梢內，確保斷裂碳刷不發生脫落現象，已與制造商達成改造方案。(5)嚴格執行發電機集電環(滑環)及電刷檢查和維護工作標準，對發電機集電環及碳刷維護、消缺管理及定期工作進行排查，按 照標準逐項落實、徹底整改。(6)加強專業內部技能及風險評估培訓工作，提高檢修管理質量 管控，對影響系統安全運行的設備關健點進行深層次評估，修編檢修文件包及定期工作內容。4、小結(1)重要設備帶電操作存在影響機組安全運行的風險時，負責人 應安排經驗豐富、技術過硬的人員進行操作，開工前工作組成員應做好該項工作的風險評估，并逐項落實，做好風險預控和交底(2)對于事故單位碳刷存在原始缺陷問題，我們應從備品

46、備件質 量管控上嚴格控制，控制進貨渠道，做好到貨驗收工作。(3)日常維護中嚴格執行發電機滑環檢查和維護標準，發現問題 及時處理。(4)維護工作開始前做好防止轉子接地的措施。十四、5031開關跳閘機組停機事件1、事件經過2014年09月26日11時18分，#3機組負荷440MW , A、B引風機、 A、B送風機、A、B 一次風機運行， A凝結水泵運行；其它機組運行 正常。500kV升壓站運行方式為雙母線運行，其中第一、二、四串合 環運行，錦忻I線、錦忻II線正常 運行，第三串5032、5033斷路器檢 修( 532B廠用變定檢)。#3高廠變帶10kV 工作3A、3B段廠用電運 行，#3高公變帶1

47、0kV 公用02A段廠用電運行。#2、#4啟備變停電共箱母線檢修。9月26日11時18分47秒，DCS顯示5031斷路器分閘， NCS顯示 5031斷路器主遙信分閘；DCS無發變 組保護動作出口信號，機組負荷由440MW快速降至30MW ,汽輪機轉速最高 3105r/min , OPC動 作，汽包 水位由-13.9mm降至-326mm ,汽包水位低低鍋爐MFT動作，汽輪機跳閘，10kV工作3A段、公用02A段廠 用電手動切換正常，3B段失電(#4啟備變停電共箱母線檢修)。5031斷路器跳閘時，500kV升壓站5032B廠用變正在檢修，現場檢修作業項目為：二次專業一組2人在532B廠用變通風控制

48、箱更換交流接觸器(運行期間發現接觸器運行聲音較大)；二次專業二組2人在50321刀閘機構箱中加裝端子排工作(最新25項反措序號18.6.2要求，繼電保護及相關設備的端子排，正、負電源之間應至少采用一個空端子隔開)。11時30分，電氣維護人員對保護柜檢查結果如下：(1 ) 5031斷路器保護柜檢查：5031斷路器失靈保護裝置RCS-921A ,沒有保護動作信號，5031斷路器操作箱，第二組跳閘燈亮，打印動作報告顯示，跳閘啟動時無開入變位，跳閘后A相、B相經8ms、C相經10ms后跳閘位置為0- 1 ,無保護動作信息；(2)發變組故障錄波器檢查：只有開關變位信息，無保護動作信 息，發變組電氣量無突

49、變；DCS信息檢查：SOE首出“ 5031斷路器保護II跳閘”信號， 除各開關變位外無其他保護動作信息；NCS信息檢查：只有“ 5031斷路器分閘主遙信”9月26日12時40分經專業組討論，存在導致開關跳閘的原因為：分析可能存在發變組一次設備故障，導致保護動作5031跳閘；檢查發變組電氣量無突變，測量發變組設備絕緣合格；可以判斷發變組一次設備無異常。分析可能存在發變組保護誤動，導致5031斷路器動作；二次人員對發變組保護A柜、C柜、非電 量E柜保護動作進行傳動試驗：#3發變組保護 A柜M3425開出，模擬 A柜差動保護動作，5031斷路器操作箱跳閘I、跳閘II燈全亮，斷路器失靈保護啟動，發變

50、三跳開入由0-1;#3發變組保護 C柜M3425開出，模擬 C柜差動保護動作，5031斷路器操作箱跳閘I、跳閘II燈全亮，斷路器失靈保護啟動，發變 三跳開入由0-1;(3)按下#3發變組緊急停機按鈕，模擬保護E柜非電量保護動作，5031斷路器操作箱跳閘I、跳 閘II燈不亮，斷路器失靈保護無啟動，閉鎖重合閘由0-1;試驗信息與實際跳閘信息不符，可以判斷發變組保護未動作。分析可能存在5032斷路器(當時檢修)柜內失靈保護出口，導致 5031斷路器動作；從 5032斷路器保護柜短接至 5032 開關失靈聯跳5031斷路器跳閘II二次線，5031斷路器操作箱跳閘II燈亮，發變三跳開入由 0-1;試驗信

51、息與實際跳閘信息不符，可以判斷5032斷路器失靈保護未動作。分析可能存在人員手動 DCS操作或就地跳開5031斷路器，傳動情況：(1) DCS操作跳開5031斷路器，5031斷路器操作箱跳閘I、跳閘II燈不亮，斷路器失靈保護無啟動，閉鎖重合閘由（2 ）模擬匯控箱內遠方及就地位置轉換時，DCS有位置變換記錄，而事故跳閘時，DCS系統無此 位置變位記錄；可以判斷DCS無跳閘操作指令或就地無手動操作跳開5031斷路器。分析可能存在二次專業在50321刀閘機構箱中加裝端子排或532B廠用變通風控制箱更換交流接 觸器工作時將交直流電源短接，直流回路中有交流串入， 導致5031斷路器動作；因此對直流端子排

52、進行外觀檢查，無發黑痕 跡，用1000V搖表測量端子排及電纜絕緣均大于1000M Q ;對該直流電源進 行查找，確認該直流來自網繼室A段（ 5031斷路器保護II跳閘電源為網繼室B段），且上述兩處直流電源無電壓；可以判斷交直流電源未短接。分析可能存在斷路器匯控箱至A、B、C相斷路器就地控制箱二次電纜絕緣低，導致 5031斷路器動作；用1000V搖表測量電 纜對地及之間絕緣均大于1000M Q ;可以判斷該電纜絕緣合格。分析可能存在斷路器保護柜至室外斷路器匯控箱涉及II線圈跳閘電纜絕緣低，導致5031斷路器動作；短接斷路器保護柜出口正電源與137AII ,所有信息與機組跳閘時信息一致，用1000

53、V搖表測量電纜對地絕緣，均大于 1000 MQ ;可以判斷該電纜絕緣合格。分析可能存在手動跳閘繼電器ZJ1接點短接導致斷路器跳閘；用 1000V搖表測試該接點絕緣，大 于1000 MQ。分析可能存在斷路器 CZX-22R操作箱插件內繼電器接點閉合或正 電源與4D132 （二次線編號137AII ） 、4D133 （二次線編號 137BII ）、4D134 （二次線編號137CII ）任一點接通，致使 5031斷路 器跳閘，對該插件進行外觀檢查正常。分析可能存在5031斷路器匯控箱K02、K12分閘繼電器接點瞬時接通，致使 5031斷路器跳閘，對該繼電器接點用1000V搖表測試絕緣大于1000M

54、 Q。9月28日15時，國華安健環監察部、檢修管理部、技術研究中 心、華北電科院、國電南瑞、國華 準電、錦能公司相關專家召開檢查 分析會，根據傳動及試驗結果表明：只有斷路器保護柜出口正電源與137AII、137BII、137CII任一點導通時，出口信息與機組跳閘時信息 一致；導通原因一是斷路器保護柜至室外斷路器匯控箱電纜絕緣低(已排除)；二是 5031斷路器匯控箱K02、K12分閘繼電器接點異常(已排除)；三是斷路器 CZX-22R操作箱插件內繼電器接點異常；經分析討論，#3機組跳閘原因為：5031斷路器CZX-22R操作箱插件異常，導致斷路器跳閘。采取的措施：(1)更換5031斷路器保護柜操

55、作箱插件，確保插件穩定運行；(2)更換5031斷路器匯控箱K12分閘繼電器，確保接點可靠閉合 斷開；(3)清掃5031斷路器匯控箱衛生及二次回路緊固，確保回路可靠；(4)對電氣二次相關回路及機爐電大聯鎖進行試驗，并保證試驗 結果正確。9月27日9時30分，#3機組報備用；9月28日22時30分，#3爐點火；9月29日10時50分，機組并網。2、原因分析5031斷路器CZX-22R操作箱插件異常，導致斷路器跳閘，機組停3、防范措施(1)加強繼電保護人員培訓，公司、部門、專業、班組應結合設備的重要程度、故障頻率，制定合理的培訓計劃，提高培訓效果，不斷提高人員的技能水平。(2)對戶外箱柜密封情況進行

56、排查，對存在問題進行徹底治理。(3)將升壓站電氣箱柜衛生清理列入逢停必檢項目，確保設備衛 生干凈。(4) 500kV系統檢修時，對同類操作箱插件進行檢查是否有異常。(5)利用機組設備檢修機會，對存在同一控制電纜線芯內有正、負電源及跳閘回路的二次線，進行調整，避免正電與跳閘線之間絕緣降低而引起設備跳閘。(6)每次檢修應比對、分析電纜絕緣劣化趨勢，發現異常，及時 分析處理。4、小結(1)重視升壓站端子箱密封性，防止灰塵異物進入，引起端子絕 緣降低開關誤動。(2)對布置在同一控制電纜線芯內有正、負電源及跳閘回路的二 次線的絕緣變化引起高度重視，防止電纜絕緣引起的設備誤動。(3)加強電氣專業人員的培訓

57、，培訓內容要針對各廠設備實際情況。(4)利于設備停運機會，進行電氣元器件檢查試驗，探索電氣元件更換周期。十五、勵磁變 C相接地機組跳閘事件1、事件經過機組負荷：480MW ,主汽溫：596 C,主汽壓力 20.6MPa, A/B 汽泵運行，A、B、D、F磨煤機運行，機組協調投入，RB投入。2014年11月9日17 : 28, # 2機組跳閘，鍋爐 MFT。首出“發電機跳閘 ，DCS報警顯示“ #2發電 機定子接地保護動作”。檢查#2主變開關跳閘正常，滅磁開關跳閘正常，廠用電快切成 功。#2爐磨煤機、給煤機、一次風機跳閘正常。#2汽機主汽門、調門，高排逆止門及各抽汽逆止門關閉，轉速最高升至310

58、0rpm后開始下降。17:45鍋爐吹掃后停運風組炳爐。18:21 #2機轉速至510rpm ,頂軸油泵聯啟正常，19:07 轉速至120 rpm盤車電磁閥打開，19:26 汽 輪機轉速維持盤車轉速50 rpm。18:31將2號發變組及#2主變5002開關改為冷備用。查看發變組保護A/B屏保護作動作記錄(A/B屏均動作，且動作情況一致)：(1 ) 2014-11-09日17:28:49 160發電機3Uo定子接地保護動作;2014-11-7 啟停機保護動2014-11-3 發電機3W定子發電機3Uo定子接地保護動作記錄動作電壓VJ1機力帚PT3動作電壓V11中性占配動作延時S-0-0.全停、啟U

59、0呆護裝置動作正確：機端3Uot=85.3356大于定值10V 且中性點3Uon=76.9053V 大于定值 15V。發電機3W定子接地保護動作（只發信號）護動作查看2號機組故障錄波器（波形2014-11-9日17:28:48啟動）- 20.5ms發電機C相電壓由56V開始下 降（之前穩定保持 56V ） , A/B 相電壓升高；0ms , C相降至7V ,機端零序電壓升高到85V ; 527ms , 3Uo 保護動作；595ms , 5002開關分閘；787ms ,滅磁開關分閘。結合故障錄波器波形作出以下分析：-20.5ms由于發電機 C相接地導致機端 C相電壓迅速下降，機端零 序電壓迅速上

60、升并在0ms達到85V , 527ms后發變組保護 3Uo定子接地保護動作。這與發變組保護3Uo定子接地保護的邏輯和定值完全符合，即零序電壓大于 10V后，延時0.5s出口動作。一次設備檢查情況：（1 ）檢查發電機跳閘前定子線圈層間溫度在54 C左右，偏差1 C;上層線圈出水溫度56 c左右，偏差 3.2 C;下層線圈出水溫度55 c左右，偏差1.8 C,各部溫度均正常；發電機底部排污未見有排出(2)發電機封母(汽機房6.9米層及變壓器區域)外觀檢查，未見明顯異常。(3)檢查2號發電機出口三組 PT本體無裂紋、放電痕跡；檢查一 次觸頭及各電氣連接部位未發現放電現象；測量各 PT一次保險直阻正常