电力系统事故案例

国华太电国华太电汽机专业事故案例国华太电1.事故经过：2011年4月2日某发电公司＃3机组（1000MW）临检后启动，4：59汽机转1360rpm时，DCS发“发电机密封油膨胀箱液位高”报警，运行于是对密封油膨胀箱采取放油处理。5：26报警消失。07：53DCS再发“发电机密封油膨胀箱液位高”报警，因机组启动操作多，主值只对报警进行了确认，未检查确认油位高的原因，也未安排巡检检查发电机消泡箱油位、主机油箱油位等情况。一、某电厂1000MW汽轮机轴瓦乌金损伤事故国华太电16：12机组负荷618MW，汽轮机跳闸，首出原因“汽轮机润滑油压低”，转速到零后，因主机油箱油位低使交、直流油泵不能打油，润滑油压低而盘车投不上，事后检查各轴瓦、乌金均有较大程度损伤。一、某电厂1000MW汽轮机轴瓦乌金损伤事故国华太电2.事故原因：运行人员对机组运行状态和异常情况不敏感，在多次发“电机密封油膨胀箱液位高”报警时，未引起重视，未检查相关参数，未对油位高的原因和危害进行分析，只是简单的排油降低油位了事，未消除隐患。交接班制度执行不严格，巡回检查制度执行不严格，不认真、不到位。运行人员责任心不足，异常分析能力差，事故和应急处置能力差。一、某电厂1000MW汽轮机轴瓦乌金损伤事故国华太电1.事故经过：2007年1月29日某电厂A级检修项目全部结束，设备部汽机专业提交B真空泵试运申请单。1月30日14：00主值安排巡检恢复B真空泵系统。14：30分系统检查完毕，启动B真空泵试运，启动后DCS发“汽水分离器液位低”信号，运行监盘人员对此信号进行了确认，未安排检查。1月30日18：30左右，中班副值发现8B真空泵的分离器液位一直存在低报警，怀疑是信号问题，联系热控人员检查，热控告等待白天再处理，副值也就未安排巡检人员就地检查。二、某电厂真空泵叶轮等部件变形损坏事故国华太电1月30日，21：18B真空泵跳闸，副值令巡检去就地检查开关，发现长延时保护动作；就地检查真空泵泵体温度高，分离器液位8厘米左右（正常28CM左右）。联系机务手动盘车，盘不动，事后解体检查发现泵内叶轮等部件变形。二、某电厂真空泵叶轮等部件变形损坏事故国华太电2.事故原因：未按系统检查卡恢复系统，致使气水分离器补水电磁阀前手动门未开。运行人员责任心不足，异常分析能力差，事故和应急处置能力差。二、某电厂真空泵叶轮等部件变形损坏事故国华太电运行人员在检查出汽水分离器水位低时，未严格执行集控运行规程规定，真空泵分离器水位低报警时，应立即就地检查，并应立即开电磁阀旁路补水至正常水位，否则手动启动备用真空泵，停用原运行泵气水分离器补水手动门未开，试运后补水中断造成水泵长时间在缺水情况下运行产生汽蚀现象，同时泵体内水温升高造成内叶轮等部件变形产生磨察导致设备损坏。二、某电厂真空泵叶轮等部件变形损坏事故国华太电1.事故经过：2006年3月26日10：00某电厂#8机组C级检修后，按试运计划要求，主值准备启动循环水系统，进行循环水泵带负荷试转。2006年3月26日10：50，#8机组A、B循环泵电机测绝缘合格后送电。循环水系统准备恢复运行，系统管道注水完毕。2006年3月26日11：41主值将凝汽器循环水入口门开至50％，出口门开至30％。11时43分启顺启A循环水泵，三、循环水管道法兰及膨胀伸缩节严重变形损坏事故国华太电11时44分，巡检汇报循环水入口门处漏水严重，立即停A循环水泵，并关闭凝汽器循环水入、出口门。就地检查发现B流道入口门后法兰呲开（事后检查，该流道入口门后法兰及膨胀伸缩节严重变形损坏）。三、循环水管道法兰及膨胀伸缩节严重变形损坏事故国华太电2.事故原因：当值主值未严格执行操作票，导致在循环水泵启动过程中，低压凝汽器B流道空气积聚，主值见循环水母管压力高，两次开大凝汽器循环水A、B流道入口门（出口门维持原开度），使门后压力迅速升高，凝汽器内空气瞬间压缩，引起气水冲击，使凝汽器循环水B流道入口门后法兰及其膨胀节严重损坏。三、循环水管道法兰及膨胀伸缩节严重变形损坏事故国华太电以上事件暴露的问题：人员技能水平不足，知识掌握不扎实；异常情况的敏感性差，缺乏分析。“三票三制”执行不严格。三、循环水管道法兰及膨胀伸缩节严重变形损坏事故国华太电锅炉专业事故案例国华太电1.事故经过：16：18停运＃1炉F磨煤机交检修处理加载油管漏油缺陷。16：21＃1炉E磨煤机跳闸，首出润滑油压低，派人就地检查未发现异常。在启动E给煤机时发现启动不了，立即通知检修人员处理。在此期间锅炉给煤量由210t/h瞬时降到147t/h后回升到177t/h，＃1机组负荷在下降，锅炉汽温、汽压、给水流量等运行参数在缓慢下降，但仍在正常范围内。一、某电厂#1机组主汽温度高跳闸事故国华太电16：24AGC控制方式因＃1机主汽压力偏差大跳为基本控制方式，协调自动退出，16：26解给水自动为手动调整，机组负荷稳定在400MW。过热汽温降至522℃，启动分离器出口过热度控制在19℃，过热器一、二级减温水调整门自动关闭，并由自动跳为手动。16：32＃1炉F磨煤机加载油管漏油缺陷处理完毕，启动＃1炉F磨煤机，给煤量加到207t/h，过热器温542℃，启动分离器出口过热度19℃，开启过热器一、二级减温水调门调整汽温，并且上升趋势快，立即全开减温水调阀。一、某电厂#1机组主汽温度高跳闸事故国华太电16：36＃1炉过热器A侧出口汽温600℃，锅炉MFT动作，5012、5013开关跳闸，＃1发电机灭磁开关联跳，＃1发电机解列。一、某电厂#1机组主汽温度高跳闸事故国华太电2.事故原因分析16：18＃1炉F磨煤机因加载油管漏油停运交检修处理，16：21＃1炉E磨煤机跳闸后因不能立即恢复运行，是此次MFT的起因。当时即将进入晚高峰，由于D、E、F磨煤机退出运行，机组当时实际负荷与计划值偏差较大，在启动F磨煤机加负荷过程中，炉内热负荷增加较快，导致汽温上升较快，监盘人员监视调准不及时，未控制好汽温是导致MFT动作的直接原因。一、某电厂#1机组主汽温度高跳闸事故国华太电机组协调控制自动调节特性不好，出现跳磨煤机等扰动后，需要退出协调方式切手动调节，参数调节不稳，当协调退出时给运行人员增加非常大的操作量。机组发生异常情况下，各监盘人员之间相互协调不够。在机组运行方式改变后，对可能发生的危险点预控认识不足。一、某电厂#1机组主汽温度高跳闸事故国华太电3、暴露的问题：运行人员技能不足，机组发生异常情况时的应变能力差。AGC、CCS、减温水等自动装置调节特性不好。监盘人员之间的协调沟通不够，操作配合缺乏默契。一、某电厂#1机组主汽温度高跳闸事故国华太电1.事故经过：11:15，＃2机A小机#3瓦X向振动开始跳变，最高波动到300um，就地测振无异常，联系设管部热工维护人员处理，并要求解除该点跳小机保护。11:59＃2机A小机跳闸，首出“振动高”(查2A汽泵组#3瓦X向振动波动到280um)，电泵联启正常。因中间点温度很快上升到450℃（保护定置为457℃），12:00紧急停止＃2炉E磨，投入＃2炉A/B层等离子助燃，并入电泵运行，手动调整给水流量。二、某电厂#2炉“给水流量低”MFT动作国华太电12:01调整总煤量在140T/H，负荷为470MW，12:05给水流量1265T/H，中间点392℃，过热度17℃，煤水比9.0。手动调整＃2机B汽泵转速（4000rpm↓3800rpm↓3500rpm），降低给水量至1000T/H。12:06发现给水流量下降过快，迅速增加2B汽泵出力，给水流量仍持续下降，检查发现2B小机低压调门全开、高压调门未开启；同时适当调低电泵勺管开度。12:08#2炉MFT动作，首出“给水流量低”（给水流量低≤540t/h延时3秒），机组保护联锁动作正常。二、某电厂#2炉“给水流量低”MFT动作国华太电2.事故原因分析事故发生后，公司安全监察部按照“四不放过”的原则，当天下午组织发电运行部当班人员及专业主管、设备管理部专业主任及主管对＃2机组跳闸原因进行了调查分析。二、某电厂#2炉“给水流量低”MFT动作国华太电1）#2机A汽泵跳闸是本次事故的诱因，A汽泵跳闸后，分离器温度迅速大幅上涨，运行人员大量加水降温后，在给水流量回调的过程中，运行人员设定降低#2机B小机转速幅度过大，同时由于担心电泵“抢水”，造成汽泵“憋泵”不出力，又错误地调低了电泵勺管开度，造成总给水流量下降过快，是给水流量低MFT保护动作的直接原因。二、某电厂#2炉“给水流量低”MFT动作国华太电2）#2机A小机误发振动信号，A小机跳机是本次事件的诱发原因，鉴于振动探头经常误发信号，而专业上未采取有效措施。A小机跳机定为责任二类障碍。3）＃2机B小机高压调门闭锁，影响了2B汽泵的调节能力，给事故处理操作带来了一定影响。二、某电厂#2炉“给水流量低”MFT动作国华太电应吸取的教训：1）加强运行人员的技术培训，提高运行人员的实际操作技术水平。2）做好各类典型事故的事故预想和危险点的分析。认真组织开展事故演练，提高运行人员的事故处理能力。3）进一步优化CCS调节性能。二、某电厂#2炉“给水流量低”MFT动作国华太电三、某电厂#1炉“启动分离器水位高”MFT动作国华太电1.事故经过：01：00，接班后本班为节省部分优质煤，逐步增加C、D磨煤机烧本省劣质煤，减小B、E磨煤优质煤。01：57开始发现D磨一次风流量逐步下降，磨煤机差压较高，立即将D磨煤机给煤量降低同时调整D磨冷热风门挡板着手吹通D磨，同时对所有磨煤机进行一次排渣，发现无异常。02：53发现C磨煤机一次风流量也逐步下降，磨煤机差压也较高，立即将C磨煤机给煤量降低也着手吹通C磨，同时再次对C、D磨煤机进行一次排渣未发现异常。三、某电厂#1炉“启动分离器水位高”MFT动作国华太电03：57将C磨停运，将B层等离子投入。03：59启动A磨煤机运行，维持负荷300MW。04：01发现＃1炉分离器温度从389度开始快速上涨，立即将给水切至手动增加给水量，最高至1100T/H，已达到汽泵的出力极限，为防止损坏汽泵，维持给水流量1100T/H，同时将给煤量快速减小，减少送风量，降一次风压。三、某电厂#1炉“启动分离器水位高”MFT动作国华太电04：05停运E磨。04：06停运B磨。04：06分离器温度最高至453.7度后回落。04：06＃1B一次风机喘振跳闸，D磨煤机因一次风流量低跳闸，立即增加＃1A一次风机出力，调整好锅炉工况。04：07分离器水位开始快速上升，立即减小主给水量，最小至543T/H，已到低流量的保护定值，增加给水流量至590T/H左右，准备启动B磨。04:12，#1炉分离器水位13.2M，锅炉MFT动作，汽机跳闸，＃1发变组解列，厂用电快切成功.三、某电厂#1炉“启动分离器水位高”MFT动作国华太电2.事故原因分析：由于#1炉分离器水位高造成#1炉MFT动作；＃1炉C、D磨内煤质太差，杂质太多，导致磨排渣口堵住。＃1机电泵及＃1A汽泵均在检修中，仅＃1B汽泵运行，运行方式特殊，在事故处理时调节余量不够。三、某电厂#1炉“启动分离器水位高”MFT动作国华太电事故原因分析（续）：＃1机CCS调节不灵敏，在＃1机CCS投入时，汽压和分离器温度超限，调节太慢。一次风机特性较差，难适应机组负荷及工况大幅变化。三、某电厂#1炉“启动分离器水位高”MFT动作国华太电吸取的教训：提高检修质量，保证给水泵正常运行及备用。改善来煤质量，减少原煤中杂质，保证磨煤机正常运行。进一步优化CCS调节性能。提高运行人员操作水平，加强事故处理的培训；加强对特殊运行工况的事故预想及演练。三、某电厂#1炉“启动分离器水位高”MFT动作国华太电电气专业事故案例国华太电1.事故经过：1.1工作安排阶段；1.2操作票生成阶段；1.3操作票执行阶段一、某电厂“5.1”电气误操作事故国华太电1.1工作安排阶段：1）4月29日，电厂运行部通过OA系统将《关于6kV61C段母线停电工作安排》下达各值，规定：5月1日运行白班进行6kV6