电厂典型事故案例

附件：典型事故案例

交流电窜入直流系统 三台机组相继跳闸

2005年10月25日13时52分，某发电公司发生一起因外委单位维护人员作业随意性大、擅自扩大工作范围，危险点分析不足，误将交流电接入机组保护直流系统，造成运行中的三台机组、500kV两台联络变压器全部跳闸的重大设备事故。

一、事故前、后的运行状况

全厂总有功 1639MW，#1机有功：4MW；#2机小修中；#3机停备；#4机有功：5MW；#5机有功：550 MW；XX一线、XX二线、XX三线运行；500kV双母线运行、500kV #1 联变、#2联变运行；500kV第一串、第二串、第三串、第四串、第五串全部正常方式运行。

事故时各开关动作情况：5011分位， 5012分位， 5013在合位 ，5021合位，5222分位，5023合位，5031、5032、5033 开关全部合位，5041、5042、5043开关全部分位， 5051、5052、5053开关全部分位；5011、5012、5022、5023、5043有单相和两相重合现象。

10月25日13时52分55秒\"500kVⅠBUS BRK OPEN\"、\"GEN BRK OPEN\"软报警，#1机组甩负荷，转速上升；发电机跳闸、汽机跳闸、炉MFT。发变组A屏87G动作，发电机差动、过激磁报警，厂用电切换成功；#4机组13时53 分，汽机跳闸、发电机跳闸、锅炉MFT动作。发跳闸油压低、定冷水流量低、失全部燃料.检查主变跳闸，起备变失电，快切装置闭锁未动作，6kV厂用电失电，各低压变压器高低压侧开关均未跳开，手动拉开；#5机组13时53分，负荷由7MW降至523MW后，14秒后升至596MW协调跳。给煤机跳闸失去燃料MFT动作。维持有功45MW，13时56分汽包水位高，汽轮发电机跳闸，厂用电失去，保安电源联启。

经过事故调查技术组初步确定事故原因和现场设备试验后，确认主设备没有问题机组可以运行后，经请示网调许可，#4机组于26日16时43分并网，#5机组于28日15时09分并网，#1机组于28日15时15分并网。

二、事故经过

化行人员韦某等人在进行0.4kV PC段母线倒闸操作时，操作到母联开关摇至\"试验\"位的操作项时，发现母联开关\"分闸\"储能灯均不亮，联系外委单位维

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护项目部的冯某处理，13点40分左右冯某在运行人员的陪同下检查给排水泵房0.4kV PC段母联开关的指示灯不亮的缺陷，该母联开关背面端子排上面有3个电源端子排（带熔断器RT14-20），其排列顺序为直流正、交流电源（A）、直流负，由于指示灯不亮冯某怀疑是电源有问题并且不知道中间端子是交流，于是用万用表（直流电压档）测量三个端子中间的没有电（实际上此线为交流电，此方式测量不出电压），其它两个端子有电，于是冯某简单认为缺陷与第二端子无电有关，于是便用外部短路线将短路线（此线在该处线把内悬浮两端均未接地）一端插接到第三端子上（直流负极），另一端插到第二端子上（交流A）以给第二端子供电并问运行人员盘前指示灯是否点亮，结果还是不亮（实际上这时已经把交流电源同入网控的直流负极，造成上述各开关动作，#1、#4机组同时跳闸，#5机组随后跳闸），冯某松开点接的第二端子时由于线的弹性，该线头碰到第一端子（直流正极）造成直流短路引起弧光将端子排烧黑，冯某将端子排烧黑地方简单处理一下准备继续检查，化行人员听到有放电声音，并走近看到有弧光迹象便立即要求冯某停止工作，如果进行处理必须办理工作票，此时化行人员接到有机组跳闸的信息，便会同维护人员共同回到化学控制室。

三、原因分析

1、技术组专家通过对机组跳闸的各开关动作状态及相关情况进行综合分析，初步推断为直流系统混入交流电所致。经在网控5052开关和5032开关进行验证试验。试验结果与事故状态的开关动作情况相一致。确定了交流串入直流系统是造成此次事故的直接（技术）原因。

2、外委单位维护人员工作没有携带端子排接线图，对端子排上的接线方式不清楚，危险点分析不足、无票作业，凭主观想象，随意动手接线，是造成此次事故的直接原因。

四、事故暴露的主要问题：

1、外委单位工作人员检修安全及技术工作不规范，技术水平低，在处理给排水泵房0.4kV PC段母联开关的指示灯不亮的缺陷时，使用万用表的直流电压挡测量接线端子的交流量，并短接端子排接线，使交流接入网控直流控制回路，最终造成此次事故。

2、外委单位的安全管理、技术管理存在漏洞，工作人员有规不循，安全意

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识薄弱，检查缺陷时未开工作票，没有监护人，对检修工作中的危险点分析有死角；对设备系统不熟悉，在二次回路上工作未带图纸核对，人员培训存在差距。外委单位安全生产责任制落实存在盲点。

3、发电公司在对外委单位管理存在差距，对外委单位工作人员的安全及技术资质审查不力，未尽到应有的职责对其进行必要的安全教育培训，对外委单位人员作业未严格把关，未严格执行生产上的相关规定。

4、直流系统设计不够完善。此接线端子的直流电源由500kV#1网控的直流电源供给，网控直流接引到外围设备（多台机组、网控保护直流与外围附属设备共用一套直流系统），交直流端子交叉布置并紧挨在一起，存在事故隐患，使得直流系统的本质安全性差，抵御直流故障风险的能力薄弱。

5、发电公司在盘柜接线不合理以及遗留短接线等问题未及时发现并未及时治理，反映出设备管理不到位。虽然已经制定了防止500kV系统全停的措施并下发，对交直流不能混用的问题已经列为治理项目，但工作责任分解还未完成，未将生产现场所有可能引起交流串入直流的具体检修作业点进行分析，反映出基础工作薄弱。

6、在运行人员带领下维护人员检查确认缺陷时，运行人员对维护人员的工作行为没有起到监督作用，运行人员对电气专业工作规范不清楚，对管辖设备基本工作状态不清，充分说明运行人员的自身学习与培训教育工作不到位。

五、应吸取的教训

1、发电公司对在生产、基建现场直流系统进行摸底检查，从设计、安装、试验、检修管理上查清目前全厂直流系统的状况，分系统、分等级对交流可能串入直流系统及造成的影响进行危险点分析及预控制，制定出涉及在直流系统上工作的作业指导书。

2、交直流电源在同一盘柜中必须保证安全距离、隔离措施到位，交流在上，直流在下，且有明显提示标志，能立即改造的及时进行改造，不能改造的做清标记、作好记录，避免交流串入直流。组织所有电气和热工人员包括外来维护人员、运行人员，认真学习交流串入直流回路造成保护动作的机理和危害的严重性，要大力宣传保证直流系统安全的重要性和严肃性。

3、加强直流系统图册管理，必须做到图纸正确、完整，公司、部门、班组

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要按档案管理的标准存档，有关作业人员要人手一册。

4、凡是在电气二次或热工、热控系统回路上的工作，必须使用图纸，严格对照图做工作，没有图纸严禁工作，违者按\"违章作业\"给予处罚。

5、在热工和电气二次回路上工作（包括检查），必须办理工作票，做好危险点分析预防措施，在现场监护下工作。进行测量、查线、倒换端子等二次系统工作，逐项监护，防止出错。

6、加强检修电源的使用和管理。在保护室、电子间、控制盘、保护柜等处接用临时工作电源时必须经公司审批措施到位后方可使用。在上述区域任何施工用电一律从试验电源插座取用，工作票上要注明电源取自何处。

7、检查各级直流保险实际数值的正确性，接触的良好性，真正做到逐级依次向下，防止越级熔断，扩大事故。

8、对网控等主机保护直流接到外围设备的情况进行排查，发现问题要安排整改。

9、各单位、部门再次检查安全生产责任制是否完善、每一项工作、每台设备是否都已明确到人，尤其公用外围系统化学、输煤、除灰、水厂等系统的管理，避免存在死角。

10、发电公司各部门加强对外委单位（包括短期的小型检修、施工、长期的检修维护、运行支持）的全过程管理，对外委单位安全及技术资质、对其作业的安全措施、人员的安全技术水平进行严格审查，进行必要的安全教育培训并要求其考试合格后上岗。各部门严格履行本部门、本岗位在外委单位安全管理的职责。不能以包代管，以问。对其安全及技术资质一定要进行严格审查，并进行必要的安全教育培训及考核。同时对于每一项外包工程作业，必须派出专职的安全监护人员，全程参与其作业过程。

11、要严格履行两票管理规定，杜绝人员违章，从危险预想、写票、审票、布置安全措施、工作票（操作票）执行等各环节严格把关，严禁以各种施工通知、文件、措施来代替必要的工作票制度，严禁任何人员无票作业或擅自扩大工作范围。对五防闭锁装置进行一次逻辑梳理，发现问题及时整改。

六、采取的措施

1、立即在各生产、基建和前期项目单位，开展一次直流系统安全大检查活

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动，从设计、安装、运行、维护、检修等各个环节，逐项检查、认真分析、找出设计不合理的地方，安装不规范的地方、标志不全面的地方、图纸不正确的地方、管理不到位的地方，要全方位接受教训，立即整改，不留死角。

2、交直流电源在同一盘柜中必须保证安全距离，交流在上，直流在下，且有明显提示标志，避免交流串入直流。组织所有电气和热工人员包括外来维护人员、运行人员，认真学习交流串入直流回路造成保护动作的机理和危害的严重性，要大力宣传保证直流系统安全的重要性和严肃性。

3、加强直流系统图册管理，必须做到图纸正确、完整，厂、车间、班组要按档案管理的标准存档，有关作业人员要人手一册。

4、凡是在电气二次或热工、热控系统回路上的工作，必须使用图纸，严格照图工作，没有图纸严禁工作，违者要给予处分。

5、重申在热工和电气二次回路上工作，必须开工作票，做好危险点分析预防措施，在现场监护下工作。要制定测量、查线、倒换端子等二次系统工作的作业程序，逐项监护，防止出错。

6、加强检修电源的使用和管理。制定保护室、电子间、控制盘、保护柜等处接用临时工作电源的制度，严格管理，任何施工用电一律从试验电源插座取用，工作票上要注明电源取自何处。

7、检查各级直流保险实际数值的正确性，真正做到逐级依次向下，防止越级熔断，扩大事故。

8、发电公司要继续将每一机组掉闸的所有细节分析清楚，找出设备存在的问题，认真加以改进，防止重复发生问题。

9、各单位要针对该公司这起事故，加强对直流系统的管理，落实直流系统的负责人及责任制。对网控等主机保护直流接到外围设备的情况进行排查，发现问题要安排整改。

10、针对此次事故，进一步完善保厂用电措施。

11、新建项目公司要加强对设备外委单位的管理，要明确二次设备和系统的职责划分，按照系统的重要性和整体性界定管理和维护职责，不允许外单位维护发电公司的电气二次、热控及保护直流系统。

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DCS公用系统故障 导致两台机组同时停运

某发电公司装机8×300MW，其中3～8号机组DCS采用上海新华控制公司的XDPS－400系统，每个循泵房设置远程控制站（两机公用），通过光纤连接到DCS公用网络，在单元机组操作员站进行监控。2005年4月7日，因DCS公用控制系统故障，3、4号机组运行中3台循泵同时跳闸，导致两台机组同时低真空停运，并造成两台机组凝汽器循环水出水管道垫子因发生水锤损坏多处的严重事故；经紧急抢修于次日启动后再次发生运行中3台循泵同时跳闸，由于机组负荷低，且抢救及时，未造成停机事故。

一、事故前运行方式

3、4号机组负荷均为310MW，循环水系统扩大单元制运行，#5、#6、#7循泵运行，#8循泵联锁备用，循泵出口联通管#1、#2电动蝶阀开足。

二、事故经过

14:07，DCS循环水系统发出卡件故障报警，接着3、4号机组循环水系统所有泵、电动阀门同时发生误跳、误动：#5、#6、#7循泵同时跳闸，#8循泵自启；#1冷却水泵跳闸，#2冷却水泵自启；循泵出口母管连通管电动蝶阀#1、#2自关；#3、#4冷却塔循环水进水门自关；工业水回水电动蝶阀#1、#2自关，工业水回水电动蝶阀3自开。

14:09，4号机组真空低保护动作跳闸。 14:10，3号机组低真空保护动作跳闸。

14:18，发现3、4号机组0米凝汽器胶球网处法兰大量漏水，凝汽器出水管垫子吹损，遂破坏真空，保压停炉进行抢修。

次日10:42，4号机通循环水，13:35并网；12:10，3号机通循环水，13:48并网。15:06，#2循泵房所有设备再次同时发生误跳、误动。因#6循泵自启，3号机循环水压力得以保住；运行人员抢合#8循泵成功，4号机循环水压力得以保住。

鉴于DCS公用循环水系统频发故障，在未找到真正原因并加以解决之前，为防止再次发生事故，制定了循环水系统运行的应急措施方案：将#2循泵房远程控制柜内4台循泵及出口液控蝶阀的跳闸继电器全部拔除，避免DCS引起设备误

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动；循环水系统采用单元制运行，运行派专人加强就地监视，循泵停运操作在电气监控系统上进行。

三、事故原因

1、从DCS系统查看各动作设备的跳合闸或开关指令，均无输出，运行也无相关操作记录，排除CRT盘上人为误操作可能。

2、查看各循泵、出口蝶阀、连通管联络门、冷却塔循环水进水电动门、冷却水泵、工业水回水电动门等状态，发现所有设备均在同一时刻发生误动，排除某些设备先动再联动其它设备可能。

3、由于循泵跳闸的同时伴随循泵出口母管连通管#1、#2联络门自关，#3、#4塔循环水进水电动门自关、#1冷却水泵跳闸、工业回水电动门#1、#2自关，这些设备均没有循泵跳闸联动的逻辑，控制电源也取自不同的MCC盘，除交流电源外还有直流电源，段上供电设备除#2循泵房外均运行正常，所以可以排除动力电源的影响。

4、查看DCS报警历史，发现跳泵前1秒均发生有DPU/84 #1站和#2站卡件故障报警。进一步查看#1、#2站各卡件的报警累积记录，每块卡件均发生2次以上的报警，初步判断公用循环水控制系统发生故障是导致事故的原因。

结合事故现象和各设备状态历史趋势仔细分析后发现：#2循泵房所有非DCS控制的设备未误动、进入DCS控制但配电箱拉开的设备未误动，而所有由DCS控制的设备均在同一时刻发生了误动。判断事故发生时DCS远程控制柜所有出口继电器同时带电动作，使得所有设备反态动作(运行设备自停、备用设备自启)。这一结论经试验得到证实。

进一步检查继电器误动原因，发现远程柜电源系统和接地系统在设计和施工方面均存在大量安全隐患。经省电力试验研究院、DCS厂家和电厂技术人员共同对远程柜反复进行电源系统品质测试、接地系统噪声测试、电源切换试验、电源降压试验，除未捕捉到继电器误动现象外，其它事故中发生的现象均已出现。经分析试验采取的手段有限，不可能完全模拟出事故时突发恶劣工况，如瞬间大幅压降和大能量电磁干扰等，但足以证明远程柜电源系统和接地系统不符合规范是造成本次事故的根本原因。

四、改进措施

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1、远程柜电源系统改进措施

(1)将远程柜的两路电源进线(UPS和保安段)均由1根2.5mm的线改为2根2.5mm的线并接，以降低线损电压，经测试提高电源电压3~5V。

(2)将远程柜空调的电源改接到就地MCC盘上，减小空调启停对远程柜供电电压的影响。

(3)将B路电源(保安段)增加一小型UPS(1kvA，6min)，防止电源瞬间突降。 2、远程柜接地系统改进措施

(1)在远程柜同底座槽钢间增加胶木板，将远程柜与低压电气柜用胶木板绝缘隔离，使机柜完全浮空。

(2)重新在循泵房外电缆沟内选择接地点（接地电阻0.22Ω，厂家要求<2.5Ω）。

(3)将远程柜光纤盒内两根钢丝加上绝缘。 (4)将24V电源接地线接地。 3、DCS改进措施

(1)按危险分散的原则重新分配DO通道，使一块卡件只控制一台循泵。 (2)增加卡件故障次数自动累计功能，便于分析。

(3)将远程柜两路电源状态和2个备用继电器的输出接点引入DCS，对设备的运行状态进行全程监控、记录。

以上改进措施实施后，未立即恢复循泵跳闸继电器，3、4号机循环水系统继续在严密监视状况下运行了3个月，未再发生任何异常。2005-7-29，将所有循泵和出口蝶阀跳闸继电器装复后，循环水系统一直稳定运行至今。至此，可认为事故隐患已经消除。

五、取得的经验教训

1、循环水系统由于运行中设备操作少，电厂基本都是无人值守，因此对其控制系统安全稳定性的要求更为突出。一旦发生故障，尤其在扩大单元制运行时，会直接威胁到两台机组的安全运行，造成的后果极为严重，设计时应对厂家硬件配置、图纸方案严格审查，做到一劳永逸。

2、循泵房环境远较电子设备间差，远程控制装置应充分考虑现场温湿度、防尘、防电磁干扰等因素，并为所增设防护设施考虑完善配套解决方案。

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3、施工单位为图方便，循泵房DCS控制装置电源往往直接从就地低压电气盘柜取，而循泵房低压电气设备一般属3类负荷，电源可靠性较低，甚至未达到两路冗余，在安装验收时应加以注意检查。

4、设计时远程柜电源电缆由热工专业开列，很难精确计算电缆长度和线损可能造成的压降，在安装时应现场实际测量电缆走向确定长度后，再根据控制装置负载大小核算电源电缆线径，确保电源品质。

5、电厂平面设计时循泵房通常距主厂房较远，在丘陵山区其地基多采用回填处理，周围设置接地桩不能满足要求，只有电气接地网覆盖该区域，实际工程中又不可能为远程柜设置单独接地点，因此循泵房远程柜接地点的选择尤为重要，应与附近电气设备接地点保持足够距离，防止干扰反窜。

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直流母线失电 引起6kV母线失压

2011年9月1日16:30，某发电公司运行人员在#1机主厂房直流II母倒为直流I母接带操作过程中，由于操作票内容填写漏项，造成#1机直流Ⅱ段母线失电；在#1机直流Ⅱ段母线合闸送电时，6kV公用OB段进线开关测控装置（CSC-211）跳闸板因设计缺陷，在直流控制电源开关分闸后合闸瞬间，直流电压、电流外部回路受分布电容影响，波形畸变产生较大的冲击电流，跳闸回路防跳继电器电流线圈动作，导致6kV公用OB段电源开关OB开关跳闸，6kV公用OB段母线失压。

一、事故经过

2011年9月1日，#1机组380V保安PC B段计划检修， #1机组380V保安PC B段母线倒为空载运行，15:30值长下令“将#1机主厂房直流II母倒为直流I母接带”，操作人、监护人对照ECS#1机主厂房直流系统图填写操作票，16:10逐级审核签字后执行#1机主厂房直流II母到为直流I母接带工作，16:30: 52集控室正常照明失去，6kV公用OB段失电，经检查16:30:52 #1机组220V直流Ⅱ失电，16:31:22恢复供电正常，检查6kV公用OB段无异常后，16:36:30恢复送电正常，逐步恢复6kV公用OB段负荷运行正常。

二、事故原因及暴露问题

1、发电运行部门部分运行人员业务技能水平较低，在电气特殊方式下（#1蓄电池退备充电）填写操作票时将“#1机组直流Ⅱ段整流器输出开关2QS1打至直流Ⅱ母控制位”漏项，监护人、主值、值长对操作票审核和危险点分析预控流于形式、把关不严，工作责任心缺失，未及时发现操作票中的遗漏项目，导致#1机直流Ⅱ母失电，是造成此次事故的主要原因。

2、事故发生后，调取DCS事故追忆信号，启备变保护A柜、6kV公用0B段快切装置失电后2秒，6kV公用0B段0B开关跳闸，直流系统监测装置失电、启备变保护A柜失电、6kV公用0B段快切装置失电，上述装置失电造成失电期间无法正确反应开关状态及其指令趋势，给分析判断带来一定困难。次日，设备技术部、发电部编写了相关试验方案，审批后对6kV公用OB段开关跳闸原因进行模拟试验分析，通过对0B、1B开关反复进行试验，证明0B开关跳闸不是由于失

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电引发，而是由于失电后恢复送电的瞬间，发生开关跳闸。根据这一现象重点对0B开关测控装置（带控制回路）、快切装置及其回路进行检查，发现开关测控装置（CSC-211）跳闸板跳闸回路防跳继电器电流线圈动作电流过小，在直流控制电源开关分闸后合闸瞬间，直流电压、电流由于外部回路在分布电容影响下，波形畸变产生较大的冲击电流，导致跳闸回路防跳继电器电流线圈动作，其接点导通跳闸回路，引起开关跳闸。最后，更换测控装置跳闸板（新产品），经过反复试验后这一现象消除。从以上试验证明6kV电气设备综保装置跳闸板存在设计缺陷，抗干扰能力差，若跳闸回路中有多个支路，在控制电源开关合闸瞬间容易引起运行中的开关跳闸，这是造成6kV公用OB段失电的直接原因。

3、设备管理部门专业技术人员对现场电气设备二次控制回路的检查、维护、试验管理存在漏洞，对发现深层次隐患和装置性违章的技术手段和方法欠缺，有待进一步提高。

三、防范措施

1、发电运行部门对特殊情况下的重大操作项目，提高“操作票”审核级别，形成制度，发电部重点对典型操作“操作票”完善的补充、修订形成常态机制，杜绝“操作票”执行过程中漏项、错项；

2、发电运行部门加强运行人员现场操作技能的培训，有效提高运行人员分析问题，解决问题的能力，强化人员责任心，落实重要电气设备操作票的填写、审核、危险点分析预控和后备监护，提高运行人员电气倒闸操作水平。

3、发电运行部门组织全体人员，认真学习本次事故通报，总结汲取事故经验教训，限期对直流、UPS系统强化培训考试，尽快提高人员技能水平，防止同类事故再次发生。

4、 设备管理部门专业技术人员，尽快联系设备生产厂家，对现场现存10台同类型开关提出整改方案，消除设备隐患。加强人员技能培训，提高人员发现和解决现场设备存在的深层次隐患的能力，进一步提高电气设备健康水平。

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振动保护误动 主机跳闸

2002年3月12日,某发电公司发生一起因振动保护误动引起的主机跳闸事故。

一、事故前运行工况

3月12日20:00前，#1机组负荷500MW左右，机组运行情况正常。 二、事故经过

20:00，运行人员发现“汽机振动大”光字牌报警，在DEH上观察到的最大振动有130um,最小只有0.6um（100um报警，2um跳机）。运行人员到现场检查＃2瓦振动情况，无异常，值长通知热工值班人员到现场。值班人员分析后，认为＃2瓦振动测量出异常值，在得到值长批准后，办好＃2瓦振动保护的保护解除手续，此时＃1机组20：23：55.484（SOE打印的跳机时间）因＃2瓦振动大跳机保护动作，汽机跳闸，锅炉MFT，汽机ETS保护装置故障首出为“VB2 TRIP”振动跳机。此后，解除＃2瓦振动保护，锅炉重新点火，汽机冲转，22：07重新并网发电。

三、事故原因

＃2瓦振动大跳机的原因分析,是由于＃2瓦X向相对振动测量不准引起.其主要原因，是由于大机＃2瓦X向相对振动探头处环境温度较高,由于探头长期在高温环境下工作,使涡流式振动探头的特性变化引起测量异常,测量振动值突变，引起机组跳闸。目前#2瓦X向相对振动探头已损坏。

四、防范措施

1、适当增加＃2瓦周边环境的保温层厚度，以改善探头工作环境。 2、向生产厂家询问，是否有比目前使用振动探头更高环境温度适应能力的振动探头替代目前使用的振动探头。

3、目前＃2瓦振动以Y向相对振动代替X向相对振动，作为＃2瓦振动的显示,报警和保护。

4、热控专业组织研究是否可以将＃2瓦振动以X向绝对振动达到跳闸值与Y向相对振动达到报警值同时满足,作为＃2瓦振动跳闸条件。通过专题会议讨论，经公司批准后实施。

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人为原因造成机组跳闸 处理不当致事故扩大

2005年6月25日，某发电公司#2机组168小时试运结束后，由于人为及设备原因造成#1机组跳闸，在处理过程中又因对公用系统的监视不力将事故扩大，导致#2机组相继跳闸。

一、事故经过

6月25日500kV荷鸭Ⅱ回线路做电气预试及保护定检工作，5012开关处于断开位置；因#2高压厂变检修，#1启备变带6kVⅡA、ⅡB段运行，#1高压厂变带6kVⅠA、ⅠB段运行，6kVⅠA段快切投入，6kVⅠB段快切退出（注：未投原因应该是由于启/备变已带#2机组的厂用电，考虑到启/备变容量不足，才退出6kV IB段快切的，快切装置没有问题）；A、B、C空压机运行，B工业水泵运行，#1机有功出力248MW，#2机有功出力300MW。

1、#1机组事故经过：15:36集控室事故音响及“旁路保护动作”硬光字牌发出，#1机组负荷甩到0，检查低旁全开，高旁未动作，交流油泵跳闸，值班员立即启动直流油泵运行，负荷瞬间升至107 MW后，又甩到0；同时锅炉水位急剧下降至-265mm，立即抢合电动给水泵；15:38，MFT发出，首出为汽包水位低三值，汽机跳闸，发变组跳闸，6kVⅠA段快切成功，6kVⅠB段失压，6104开关无合闸允许；锅炉、汽机PCⅠB段、保安PCⅠB段失压；锅炉、汽机保安MCCⅠB段失压；锅炉、汽机0米MCCⅠB段失压；锅炉12.6m热控配电盘失压；柴油发电机未联启，盘上手合不成功，在就地启动也未能启起（注：据了解，当时柴油机是启动后跳闸的，主要原因是柴油机房设计不合理，进风量不足，带不起负荷引起）；立即手动拉开锅炉变、汽机变高压侧开关6139、6140，锅炉PCⅠB段、汽机PCⅠB段、保安PCⅠB段联动正常；手动合上保安PCⅠB段工作电源开关4913成功，保安PCⅠB段电压恢复；手动恢复12.6m热控配电盘电源；检查电动给水泵已跳闸，且无合闸允许，热工强制启动条件后启动电动给水泵向锅炉进水；A、B仪用空压机跳闸；B1空预器变频器跳闸，B2空预器变频器联启正常，B循环水泵及引风机电流到0；B汽动给水泵组及送风机跳闸；减温水电动门未联关，其余设备联动正常，6104开关由维护短接点后合闸成功；汽机手动关闭高、低压旁路，保安PCⅠB段电压恢复后启动主机交流油泵运行，1200r/min时

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启动A顶轴油泵。6kVⅠB段电压恢复后，启动B侧引、送风机运行，吹扫点火，燃油进油快关阀不能开起，发现仪用压缩空气压力只有0.32 MPa，空压机全停，立即就地启动四台空压机运行，仪用压缩空气压力0.40 MPa后点火，未点燃，手动MFT，再次吹扫后，投入四支油运行，因盘车投不上，锅炉熄火,充分吹扫后保温保压。16：10，汽机转速到0，多次投运盘车未投上，手动盘车盘不动（注：据了解，原因是盘车动力电源未送），立即再启动B顶轴油泵，停运真空泵，闷缸，开启真空破坏门，真空到0，停运轴封汽，16：20，大机直流油泵跳闸，查为就地空开跳闸，合上空开后启动正常；16：35，手动盘车180度，16：40，电动盘车投运正常，盘车电流25.5A，大轴晃动60μm；18:30重新点火，20:01冲转，主蒸汽压力7.80MPa，主/再热蒸汽温度515℃/510℃，缸温460℃；20:15冲转至全速、并网、逐渐加负荷

2、#2机组事故经过：16：03，#2机真空由-80.2 KPa下降至-78.7KPa，排汽温度由46℃上升至50℃；检查循环水压力0.12MPa，轴封母管压力0.12MPa；检查发现A真空泵入口蝶阀状态变为“蓝色”，立即手动启动B真空泵，但入口蝶阀未开启，立即令人就地检查。真空继续下降至-74.9KPa，排汽温度51℃，解除低真空跳机保护。手动将负荷由292MW降至240MW，主汽压力上升至16.2MPa。锅炉投油助燃，但燃油阀不能开启，立即解除引风自动调整负压。主汽压力16.6MPa，急停B磨，收风。汽机真空-71KPa，排汽温度52℃，汽机继续降负荷至180MW，主汽压力上升至18.15MPa，高旁动作，低旁未动作（低真空闭锁）。过热器安全门动作，真空维持在-71KPa左右，未见波动。锅炉继续停运C磨，调整负压,负压在-680Pa～300Pa之间波动，炉膛火焰工业电视火焰正常，投油，但电磁阀还是开不出来，11:08 A真空泵跳闸，紧接着B真空泵跳闸，真空继续下降，就地抢合A真空泵，入口蝶阀未全开(保持在跳闸前状态)，真空最低降至-69KPa，排气温度最高至60℃。汽机继续降负荷，最低至60MW。此时锅炉工业电视火焰闪动，炉膛负压-300Pa～400Pa波动，氧量9.3%，工业电视无火，16:12手动MFT，汽机跳闸，发变组跳闸。16时14分重新点火，16时30分并网带负荷。

二、事故原因

1、 #1机汽机DEH并网、脱号依据5011、5012开关的位置信号来判断，

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5011开关位置信号先送至升压站5012开关端子箱与5012开关位置信号并接后（x3:60\\x3:）再送至集控DEH屏。由于x3:60\\x3:这两个端子紧固螺丝在安装时未紧固，维护人员在整理该端子箱内接线时，造成该端子松脱，DEH脱号误发，汽机OPC动作，调门关闭，发电机甩负荷，主汽压力升高，汽泵工作失常，电泵抢合后因开勺管幅度过大引起“过流Ⅱ段动作”跳闸，造成汽包水位急剧下降至低三值MFT动作，机组跳闸。

2、#1机组跳闸后6kVⅠB段因快切未投失压，#1公用变、#1供水变相应失压，A、B空压机跳闸，C空压机也因B工业水泵失压工业水压力低跳闸（注：据了解，工业水泵有三台，但在DCS中联锁逻辑不正确），压缩空气压力下降造成#2机真空泵进口气控蝶阀工作失常下滑关闭了部份，引起汽轮机真空下降，锅炉在压负荷过程中因油控制气源压力过低而不能正常投用造成燃烧不稳，手动MFT。

三、暴露的问题

1、工作人员对保护、控制回路不熟悉，安全意识不强，工作前未按规定认真查阅图纸及进行危险点分析，未采取相应的安全措施。

2、运行人员对公用系统未引起高度重视，在特殊运行方式下未将公用系统的运行方式具体细化和作好相应的事故预想，对工业水泵保护、联锁的实施不落实、不督促，事故情况下又疏忽了对运行状况的检查。

3、运行人员对盘车的投运操作及真空泵的控制原理不清楚、不熟悉，对一直存在的投运盘车困难的问题未制定相应的措施。

4、DEH并、脱号设计不合理，误动机率大。端子未紧固同时也反应了工程质检未到位。

四、防范措施

1、在保护、控制回路上工作应严格执行安全措施票，认真分析危险点，做好事前预控工作。

2、对重要的端子进行标示、挂牌。将#1~4机并、脱网回路进行更改。 3、加大技术培训力度，提高操作熟练程度，切实确保安全。

4、对公用系统等运行方式上存在的薄弱环节进行详细的检查调整，及时认真落实各辅机的联锁保护功能；

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5、取消6kV工作分支复合电压过流闭锁备用开关合闸逻辑；

6、增加一路空压机冷却水源，在集控增加“空压机全停”报警硬光字牌； 7、对真空泵控制回路及入口气控蝶阀进行改造； 8、对此次事故中暴露出来的其它问题及时落实整改。

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漏雨保护误动 导致全厂停电

2003年8月3日，某发电公司因下大雨汽机车间漏水，导致保护误动，2台机组相继跳闸，全厂失电。

一、事故经过

8月3日13时40分，突降狂风暴雨，13时43分，因暴雨太大，雨水从汽机房天窗侧向卷吸落到瓦振保护测点上，导致2号机“#1-4瓦(2瓦)振动大二值”保护误动作，机组跳闸停运。13时50分，同样因大雨导致1号机组“1号主变压力释放”保护触点漏雨短路，保护误动作，4533出线主开关跳闸，1号机组停运解列。事故发生后，厂领导及各生产部室负责人、技术人员立即赶到现场，组织开展事故处理，采取相应的防范措施，在确认正常后，启动机组，2号机组于17时20分并列，1号机组于18时53分投运正常。

二、原因分析

1.管理工作不到位，缺乏严、细、实的工作作风。对防止“非计划停运”重视不够，特别是在天气异常的情况下，防范措施执行不力。该厂六月份曾发生一起因大雨造成水位保护误动跳机事故；洛河发电公司刚刚发生因大雨造成的主变跳闸事故，该厂虽然制定防范措施，但现场检查不到位，措施落实不到位，整治工作不彻底。未能认真吸取教训，举一反三，致使机组因天气原因再次发生“非计划停运”。

2.违反了《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求实施细则》第21.“各企业要充分研究本单位发供电设施可能出现的汛情和险情，备足防汛抢险物资和设备，建立台帐，专项保管”和第21.9条“各单位要在全面做好防汛准备工作的同时，明确本单位防汛的重点工程，重点部位和重点环节，做到全面部署，重点突出”的要求。隐患未能及时发现，致使保护触点漏雨短路，2号机、1号机组保护相继误动作，机组跳闸停运。

3.人员责任心不强，异常天气下未做好事故预想和防范措施。对存在的安全隐患检查不细致，不到位。恶劣天气下没有事故预想，缺乏应急事件的处理措施。

三、防范措施

1.加强管理，重视机组的“非计划停运”。加强组织措施和技术措施的制定

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和落实，提高人员防范事故责任心和处理事故的能力，进一步落实防止“非停”工作责任制，特别是加强对基础设施的管理。立即开展全厂性防雨措施普查，尤其是要认真检查保护设施及执行机构装置防雨情况，针对查出的问题，制定相应的整改措施并尽快落实。

2.做好异常情况下的事故预想，制定应急事件处理预案。按照《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求实施细则》，提高重点部位暴雨、雷电、持续高温等灾害性气侯的应对能力，确保机组在恶劣天气下的安全可靠运行。

3.严格执行“两票三制”，重点是抓好工作票制度和巡回检查制度的执行情况检查和考核，规范运行、检修管理，确保人身和设备安全。

4.严格按“四不放过”的原则，进行责任追究，尤其是对管理层和专业技术人员的追究。

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电缆着火 造成四台机组跳闸

2003年4月17日16时13分，某发电公司发生了一起由于网控电缆隧道内电缆着火，造成4台300MW机组停运的事故。

一、事故前工况

某发电公司8台300MW机组，除6号机组检修外，其他7台机组正常运行。全厂负荷2080MW。其中：1号机组负荷300MW，2号机组负荷300MW，3号机组负荷290MW，7号机组负荷260MW。 500kV双母线并列运行，沙昌一、二线运行，万沙线备用。220kV双母线并列运行。220kV/500kV联变运行。电网安全自动装置投入。 1、2、3、4号启动变全部运行，分别作为1、2号机组；3、4号机组；5、6号机组；7、8号机组的备用电源。各台机组的厂用电为正常方式。

二、事故发生和处理情况

1、变电站的情况，16时13分，网控信号屏发“直流I组母线电压不正常”光字，联变保护屏发“联变A、B柜直流电源消失”光字。就地检查联变保护屏A、B柜电源消失，退出联变A、B柜所有保护压板。 16时15分，联变C柜直流电源消失，退出联变C柜所有保护压板。 16时16分，5021开关掉闸。 16时20分，网控全部表计指示消失，网控直流I、II组母线电压表指示为零。网控室所有直流控制信号全部消失。网控通讯中断。 运行人员退出500kV和220kV线路的所有保护。 16时20分，2号启动变掉闸。 16时32分，就地检查发现直流室电缆竖井冒烟，判断电缆沟电缆着火，立即通知消防队。16时37分，消防人员赶到现场进行灭火，16时55分，将余火扑灭。 16时32分，1号启动变掉闸。 16时33分，3号机组主汽门关闭，锅炉灭火，但发电机主开关未掉闸。 16时37分，2号机组主汽门关闭，锅炉灭火，但发电机主开关未掉闸。 16时41分，1号机组发电机主开关掉闸，汽机主汽门关闭，锅炉灭火。 17时16分，就地手打机械脱扣器，切掉5011和5012开关（2号发电机主开关）。 17时20分，就地手打机械脱扣器，切掉5022和5023开关（3号发电机主开关），在此之前5021开关已经掉闸，500kV沙昌一线停运。 17时50分，1号启动变恢复运行。 18时38分，7号机组主汽门关闭，锅炉灭火，但发电机主开关未掉闸。 18时52分，就地手打机械脱扣器，切掉5061和5062开关（7号发电机主开关）。

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18日2时38分，沙昌一线恢复运行。 19日6时57分，7号机组并网发电。 19日23时10分，2号启动变恢复运行。 20日1时17分，1号机组并网发电。 20日23时56分，3号机组并网发电。 23日8时03分，2号机组并网发电。

2、 1、2、3、7号机组及1、2号启动变的情况，（1）2号启动变 16时20分，2号启动变掉闸。发“启动变差动保护动作”、“220kV侧断路器跳闸”光字。（2）1号启动变 16时32分，1号启动变掉闸。发“6kVOA段电压回路断线” 、“6kVOB段电压回路断线”光字。（3）3号机组 16时33分，3号机组汽机主汽门关闭，锅炉灭火，但发电机主开关未掉闸。发“电网安全自动装置切机”、“电网安全自动装置请求减载”“失磁”、“500kVTV断线”光字。作为备用电源的2号启动变已经掉闸，机组失去厂用电。运行人员紧急启动大、小机直流润滑油泵和空侧直流密封油泵。用4号机组厂用电带3号机组厂用部分设备。单元控制室手动切发电机主开关切不掉。因网控通讯中断，立即派人到变电站联系就地手停发电机主开关。 17时20分，就地手打机械脱扣器，切掉5022和5023开关（3号发电机主开关）。 汽轮机无蒸汽运行47分钟。在此期间，运行人员将3号机组的冷却水倒由4号机机组工业泵带，机组的润滑油温和轴承温度等参数并没有上升很高。机组的润滑油温最高为80℃，轴承温度分别为95℃、94℃、100℃、113℃、137℃、℃、79℃。由于低压转子末级叶片的鼓风作用，低压缸两端温度升高，低压缸排汽最高温度为318℃。 （4）2号机组 16时37分，2号机组主汽门关闭，锅炉灭火，但发电机主开关未掉闸。发“远方切机”、“事故掉闸”和“发电机失磁”光字。作为备用电源的1号启动变已经掉闸，机组失去厂用电。运行人员紧急启动大、小机直流润滑油泵和空侧直流密封油泵。 单元控制室手动切发电机主开关切不掉。因网控通讯中断，立即派人到变电站联系就地手停发电机主开关。 17时16分，就地手打机械脱扣器，切掉5011和5012开关（2号发电机主开关）。汽轮机无蒸汽运行39分钟。在此期间，由于低压转子末级叶片的鼓风作用，低压缸两端温度升高，低压缸排汽温度最高229℃。2、5、6、7瓦的温度均超过100℃，其余瓦温在95℃左右，润滑油回油温度最高88℃。 （5）1号机组 16时41分，1号机组掉闸，发电机主开关掉闸，汽机主汽门关闭，锅炉灭火。发“母差及失灵保护”光字。作为备用电源的1号启动变已经掉闸，机组失去厂用电。运行人员紧急启动大、小机直流润滑油泵和空侧直流密封油泵。

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汽轮机惰走期间，润滑油温最高53℃，3瓦下部温度最高达99℃，其它瓦温最高74℃。 20日1时17分，1号机组并网发电。 （6）7号机组 18时38分，7号机组主汽门关闭，锅炉灭火，但发电机主开关未掉闸。发“主变差动”、“差动TA断线”、“紧急停机”光字。厂用开关掉闸，备用电源自投成功。单元控制室手动切发电机主开关切不掉。因网控通讯中断，立即派人到变电站联系就地手停发电机主开关。 18时52分，就地切掉5061和5062开关（7号发电机主开关）。汽轮机无蒸汽运行时间为14分钟。因厂用电自投成功，各辅机运转正常，停机过程各参数正常。

三、事故损失情况

1、电缆烧损情况，此次事故，共造成28根电缆烧断，136 根电缆不同程度受损。烧损的长度均没有超过2米。着火部位共有电缆229根，受损电缆占总数的71.6%。 着火部位位于网控直流配电室电缆竖井下部的电缆沟，着火面积为2米×1.6米。受损的电缆，一部分是直流电缆，有：蓄电池至直流配电屏电源电缆，直流配电室至网控室保护、控制屏的电缆，网控室控制、保护屏至变电站设备控制及信号回路，电网安全自动装置电缆，至网控室保护屏的CT、PT二次回路，通讯电缆，保护、MIS光缆等；另一部分是交流电缆，有：网控楼、220kV 站照明电缆，检修电源箱动力电缆，通讯、远动装置的电源等。

2、机组检查情况，（1）1号机组检查情况：发电机主开关正确跳闸，汽轮机没有无蒸汽运行，停机后检查正常。 （2）2号机组检查情况：2至7瓦下瓦钨金均有轻微磨损。凝汽器铜管检查正常，低压末级叶片检查正常。 （3）、3号机组检查情况：3、4、5瓦下瓦钨金均有轻微磨损。凝汽器铜管检查正常，低压末级叶片检查正常。 （4）7号机组检查情况：汽轮机虽无蒸汽运行俩14分钟，但在停机过程中，厂用电自投成功，各辅机运转正常，停机后检查正常。

四、事故原因 1、事故原因分析

（1）220kV变电站照明电缆短路放炮，引起电缆着火，是事故的起因。 ①、现场勘察情况来看，电缆损坏最严重的是一根截面为70mm2的三相照明电缆，该电缆已烧断，断头分别搭接在该电缆桥架槽盒的两个边上，在槽盒边缘搭接处可见明显的电弧烧损的缺口，是电缆着火的起火点。 ②、该照明电缆的B、C相保

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险（200A）已熔断，说明事故前该电缆的B、C相先发生短路放炮并着火，随后引起其他电缆着火。 ③、该照明电缆短路放炮后，首先导致相邻的联变A、B柜直流电源电缆绝缘损坏接地、短路，直流保险熔断。所以事故的第一个征兆就是在16时13分，网控发“直流I组母线电压不正常”和“联变A、B柜直流电源消失”光字。 综上所述，可以确定：因为220kV变电站照明电缆短路放炮，引起电缆着火，是事故的起因。

（2）交直流动力电缆、控制电缆集中敷设，是事故的主要原因。 电缆着火的部位，不仅敷设有交流动力电缆，如网控变压器6kV电源电缆，网控楼、220kV 站照明电缆，检修电源箱动力电缆等。而且敷设有变电站直流室的全部直流电缆和通讯电缆。 变电站照明电缆短路放炮后引起的电缆着火，导致变电站直流电源、仪表电源消失，四台机组相继停机。

（3）电缆管理工作比较薄弱，电缆的巡回检查、绝缘监测等工作不到位，是事故的次要原因。

（4）通过现场勘察和技术分析，可以排除以下原因引起的电缆着火： ①、事故前，网控楼直流配电室电缆竖井内及周围无人工作，排除人为原因造成的电缆着火。 ②、电缆沟内无易燃杂物堆放，环境温度也不高，排除由其他因素引起的电缆着火。 ③、6kV站用电工作电源、备用电源两条电缆均未损坏，380V站用电供检修电源和合闸电源电缆均未损坏。可以排除上述电缆引发事故的可能性。 ④、控制室照明电缆和动力箱电源电缆集中布置在一个电缆排架，均已烧断，但事故发生后的20分钟内控制室照明是正常的，这些电缆是在着火以后短路放炮烧断的。可排除控制室照明电缆引发事故的可能性。 ⑤、蓄电池到直流母线正极电缆烧断、负极电缆绝缘损坏，但事后检查电缆无短路过热迹象，并且正负极分开、单个电缆故障只会造成接地不会造成短路。可排除此电缆引发事故的可能性。 ⑥、直流控制、信号、保护电源电缆虽多处烧损，但由于这些电源供端均安装有不大于25A的直流保险，一旦短路保险会立即熔断起到保护作用，不会引发着火，且事故前也没有其他异常信号。可排除这些电缆引发事故的可能性。 ⑦、交流二次回路电缆和通讯电缆、光缆虽多处烧损，但这些电缆首先故障必然会引起其它异常现象先发生，并且能量比较小。可排除这些电缆引发事故的可能性。

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2、主要设备掉闸原因分析

（1）5021开关掉闸的原因 远跳信号电缆烧损，导致开关接受远跳信号跳闸（电缆详情见附录3，下同）。

（2）沙昌一线停运的原因 沙昌一线与#3机接在同一串上，其中沙昌一线接在5021与5022之间，#3机接在5022与5023之间。5021由于远跳信号电缆烧损已于16时16分掉闸，当17时20分，就地手打机械脱扣器，切掉3号发电机主开关（5022和5023）时，全串停电，500kV沙昌一线停运。

（3）2号启动变掉闸的原因 2200乙开关CT二次电缆烧损开路，导致启动变差动保护动作，2号启动变掉闸。

（4）1号启动变掉闸的原因 220kV母差保护跳1号启动变电缆烧损短路，导致1号启动变掉闸。

（5）3号机组掉闸的原因 电网安全自动装置切除3号机电缆烧损短路，导致3号机组掉闸。

（6）2号机组掉闸的原因 电网安全自动装置切除2号机电缆烧损短路，导致2号机组掉闸。

（7）1号机组掉闸的原因 220kV母差保护跳1号机电缆烧损短路，导致1号机组掉闸。

（8）7号机组掉闸的原因 7号主变5061开关CT回路二次电缆烧损开路，导致主变差动保护动作，7号机组掉闸。

五、事故暴露问题

1、网控楼的电缆竖井少，直流室在零米，使得大量的重要直流动力、控制电缆和通讯电缆与交流动力电缆集中敷设。

2、电缆管理工作薄弱。电缆管理虽有明确分工，但管理制度不细致，对辅助动力电缆的绝缘监测不到位。

3、变电站的重要电缆不是阻燃电缆，一旦电缆着火，相临电缆都受影响。 4、变电站电缆沟没有火灾自动报警装置，无法及时发现和消除火险隐患。 5、变电站的通讯电缆和交直流电缆集中敷设，变电站通讯的可靠性不高。 六、防范措施

1、针对“4.17”事故，在全厂范围开展一次以电缆防火为主题的安全大检

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查，对查出的问题，要采用定落实单位、定落实人、定完成期限的办法予以落实，并加强监督、检查和考核。

2、制定和完善电缆管理制度，要对电缆的巡回检查、绝缘监测和红外线测温等提出具体要求，进一步加强和规范电缆的管理。

3、集中专业的电缆管理人员，加强电缆的日常管理。

4、解决变电站的交直流动力电缆、控制电缆集中敷设的问题。在充分考虑其难度和必要性的情况下，要坚持两个原则：一是将交流动力电缆和直流动力电缆隔断；二是将开关的第一合跳闸回路和第二合跳闸回路分开。

5、利用检修机会，将变电站的重要电缆更换为A类阻燃电缆，将其他直流电缆更换为C类阻燃电缆。

6、研究提高机组厂用电可靠性的措施，使各台机组的厂用电能互为备用。 7、变电站的通讯电缆另行敷设，和交直流动力电缆、控制电缆分开。 8、变电站电缆沟增设火灾自动报警装置和阻火墙，控制室和电缆夹层增设自动灭火装置。

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电缆着火 引发全厂停电

一、事故概况

1999年6月28日01时57分，某发电公司电缆着火，将电缆沟内部分电缆烧损，并造成220kV失灵保护出口短路，失灵保护将220kV甲、乙母线上的全部元件及运行中的三台机组全部跳闸。由于事故造成该公司与系统解列，使110kV系统失去外来电，厂用电完全失去，最终导致全厂停电事故。

二、事故原因

1．本次电缆着火的起因是多种经营公司经营的循环水尾电站220V动力直流电缆存在着机械损伤或质量缺陷，加之该电缆自97年9月投产以来，始终处在无人维护、检查和试验的状态，使缺陷逐渐发展，最后发展到绝缘被击穿，短路电弧将周围电缆引燃。

2．全厂停电是由于电缆沟着火后，殃及失灵保护电缆，造成保护电缆芯线短路，保护出口跳闸。

三、暴露问题

1．厂部对省局电缆安全的有关规定贯彻不力，管理不严， 9为吸取6年XX厂电缆着火教训，省局曾明确要求，凡敷设在电缆沟的非生产电缆限期清理出去。

2．对非生产电缆疏于掌握，有关部门没有对其维护，检查和试验。 3．室外电缆沟通向厂房内的电缆孔、洞封堵不够严密，使厂母线室造成一定的碳粉污染。

四、防范措施

1．应制定出相应的电缆管理办法和电缆管理的标准，落实好安全责任制 2．电缆的各种预试要按期进行，对电缆接头要定期用红外线测温仪测温，防止接头过热。

3．落实好电缆防火技术措施，电缆中间接头两侧应设置１米长的封闭耐火槽盒。

4．全面认真的清查一次非生产电缆在主沟内的情况，并制定移出主沟的计划，在移出前应有保证安全的措施。

5．对主厂房、电缆沟进行认真普查，特别对重要电缆要引起高度重视，尤

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其对电缆中间接头部位和需要封堵的部位一定要完善防火措施，并增加烟雾报警装置。

6．进一步严格落实好设备的责任区划分。加强设备定期巡视制度。 7．室外电缆沟通向机炉和厂用6kV母线室穿墙部位的电缆要认真封堵，电缆根部要采用有机堵料堵塞，防止火灾殃及厂用系统。

8．以往我们只注重了职工的人身安全，设备安全和交通安全，，而忽视了消防安全，必须全面地全方位的加强企业安全管理，高度重视消防安全。

9．必须重视和加强生活后勤方面的安全管理焚烧垃圾能引起火灾是始料不及的，平时我厂也烧过垃圾，我们的个别班组也有使用电炉子、乱接电源的，在现场作业时也经常有火种留下，在防火问题上存在着许多不安全的苗头和因素。

10．必须进一步增强职工的消防安全意识、普及消防知识。事故反映出人们救火无从下手，鲜明的说明了我们平时普及消防知识，开展消防演习和培训活动不只是搞形式，而是必要的。

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二次接线绝缘降低 导致启备变跳闸

一、事故概况

2009年5月8日，某发电公司#1、#2机组正常运行，负荷195 MW /195 MW，＃0启备变接带6kV OA、OB段公用母线,#1、#2机6kV厂用系统处于正常运行方式。4:31:16声光报警发“#0启备变本体压力释放保护动作”，#0启备变高压侧开关3300、低压侧开关0A、0B开关跳闸，6kV公用0A、0B段快切动作,02A、02B开关合闸，因#0启备变本体压力释放保护再次动作信号发，6kV公用段备用电源开关02A、02B跳闸，6kV公用段失电。值长立即通知就地检查6kV公用0A、0B段母线及负荷无异常，立即恢复6kV公用0A/0B段负荷，期间仪用压缩空气压力最低降至0.493MPa,启动C、D空压机。4:47#0启备变本体压力释放保护再次动作, 02A、02B开关跳闸，6kV公用0A、0B段再次失电。4:48退出#0启备变压力释放保护硬压板、退出6kV公用0A、0B段快切所有压板，6kV公用0A、0B段母线充电正常，恢复各负荷送电。5:30申请调度同意#0启备变转为检修状态，检修人员检查#0启备变跳闸原因。经检查#0启备变北侧压力释放阀限位开关航空插头电缆接线处略有烧黑痕迹，用万用表带限位开关测电阻为40千欧，将航空插头处接线进行处理，测绝缘合格，最后将航空插头甩开，将二次电缆直接接至接线盒内，检查二次回路绝缘正常，做保护试验正常。14:15#0启备变充电正常，恢复6kV厂用电源正常运行方式。

二、事故原因及暴露问题

1、#0启备变压力释放阀限位开关航空插头内接线鼻子绝缘老化，雨天受潮是造成此次事故的主要原因。

2、启备变作为重要的公用系统电源，检修周期长，检修过程中检查不细致，对户外电气装置密封、二次电缆接线重视不够，也是造成本次事故的原因之一。

3、事故处理过程暴露出运行操作人员对保护信号频发检查不到位，对快切正常动作后6kV公用段失电原因分析不清，造成了6kV公用段充电后再次失电。

三、防范措施

1、拆除#0启备变压力释放阀限位开关航空插头，直接将电缆接入压力释放

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阀内部，做好相应的绝缘和密封处理，同时与省调及兄弟单位沟通，了解变压器释压阀动作保护的投退情况，采取有效措施，防止同类事故的发生。

2、设备管理部门认真分析，总结经验，查找设备管理的死角，注重细节管理，注重基础管理，全面、细致、深入的搞好检修工作。

3、发电运行部门加强运行人员事故情况的分析判断能力，防止顾此失彼造成事故扩大。

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二次接线错误 引发事故扩大

一、事故概况

2008年4月21日，某发电公司机组检修过程中，外委检修单位在6kV工作1A段检修时，违章作业，扩大工作范围，工作人员误将带电的6kV备用分支共箱母线防护盖打开，造成6kV备用OA段C相接地，又因启备变A、B分支零序过流保护CT接反，致使B分支零序过流保护动作，故障不能及时切除，造成启备变跳闸。

事故前运行方式：启备变运行于330kVⅠ母，6kV公用段电源由启备变接带，备用电源为＃2机6kV工作段；#1机6kV工作1A段检修、#1机6kV工作1B段由6kV公用0B段接带；#1机汽机B变12B接带汽机PCA、B段母线，#1机锅炉B变14B接带锅炉PC A、B段母线，#1机电除尘B变接带除尘PC A段，#1机除尘A变31B及母线检修；#1机380V保安段由＃1机锅炉PC A、B段接带，保安段第一备用电源91B、第二备用电源柴油发电机处于备用状态；#1汽轮机停运，＃1机汽轮机盘车装置运行，快冷装置运行正常，B循环水泵运行。#2机组正常运行，厂用系统处于正常运行方式。

4月21日，外委单位工作负责人办理电气一种工作票（#1机6kV工作1A段母线、61A PT、避雷器、6111开关、6113开关、6131开关、6135A开关、工作电源1A进线开关、备用电源01A开关小修预试）开工，10:42启备变B分支零序过流保护动作，启备变跳闸。6kV公用0A段快切动作正常，6kV公用0A段由＃2机6kV工作2A段接带正常；6kV公用0B段快切闭锁（零序过流保护动作闭锁），6kV公用0B段、#1机6kV工作1B段失电。#1机汽机PCA、B段失电，#1机锅炉PCA、B段失电，#1机380V保安A、B段失电，#1机主厂房UPS由220V直流接带，网控UPS由网控蓄电池接带正常；＃1机盘车装置、A顶轴油泵，B循环水泵跳闸，#1汽轮机直流润滑油泵、直流密封油泵联动正常；运行人员立即关闭＃1机快冷装置进汽门，就地恢复#1机380V保安电源由备用电源接带，联系检修人员检查失电原因；检查恢复#1机主厂房UPS、直流系统正常运行方式，并检查恢复6kV公用0A段负荷送电。12:30测量6kV公用0B段、＃１机6kV工作1B段及6kV公用OB段母线绝缘合格，配合继电保护班人员进行启备变零序保

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护试验，13:00根据保护动作情况以及启备变内部接线布置情况分析判断，确认启备变零序保护用CT接线接反，工作人员倒线。16:00启备变零序保护用CT倒线结束，试验正常，17:23启备变充电正常，逐步恢复6kV公用0B段、＃1机6kV工作1B段母线及各负荷送电，将6kV公用OA段母线电源切换为＃0启备变接带。18:00将#1机6kV工作1A段备用备用电源进线间隔停电隔离后，开始查找故障原因。检查#1机6kV工作备用电源封闭母线C相母线及封闭母线柜门有放电烧伤痕迹，再次检查确认无影响送电问题后，于21:00将0A－A刀闸送至工作位，恢复#2机6kV工作2A段备用电源正常。

二、事故原因及暴露问题

1、外委单位在#1机6kV工作1A段检修工作中违章作业，未注意带电间隔安全标识，私自扩大工作范围，误打开带电封闭母线盖板，造成C相母线对地放电，是造成本次事故的直接原因；同时事故发生后,事故责任人不如实反映事故情况，隐瞒事故情节，致使设备检查范围扩大，延误事故处理，延误启备变送电投运。

2、启备变保护装置显示B分支零序过流保护t1、t2（整定值分别是1.8S、2.1S）动作，动作时间分别是57秒526毫秒、57秒823毫秒。#1发变组故障录波装置启动正常，录波报告完好，从录波报告分析是0A段C相发生接地故障，与现场故障现象吻合，但与保护动作情况不吻合。进一步分析确认启备变低压侧A、B分支零序CT在安装时二次接线接反，机组调试过程中也未发现。6kV 0A故障后保护信号为B分支零序过流保护动作，导致6kV公用段0B误跳闸（保护t1时段），因故障点未及时切除，造成启备变B分支零序保护动作（保护t2时段）跳闸，是造成本次事故扩大的原因。

3、启备变跳闸后，#1机380V保安B段因913B开关低电压回路接点接触不良未正常跳闸失电，保安A段因备用开关9013开关合闸后过热保护动作（电机自启动）失电，暴露出电气一二次设备日常检查维护不到位，隐患较多，在事故情况下不能正常跳合闸而造成事故扩大。

4、事故处理过程中也暴露出运行人员指挥、协调、汇报不到位，思路不够清晰，考虑不够全面，事故处理慌乱；检修部门配合组织不力，造成事故处理一定程度的延误。

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三、防范措施

1、外委单位责令事故直接责任人撤离小修现场，针对本次事故认真分析，加强安全教育和安全交底，对各项检修工作有针对性的开展危险点分析预控，防控小修期间各类事故的发生；同时工作许可人员按照《安规》要求，开工前认真做好安全注意事项的交代，小修监理人员对重点工作重点交底，重点掌控；安全监察人员加强小修现场的监督检查。

2、针对本次事故暴露出的启备变零序保护CT接线接反的问题，设备管理部门要举一反三，排查其他低压侧双变压器（如厂高变）是否存在类似问题，并利用小修或停电机会安排处理。

3、针对本次事故发生后#1机保安PC失电的问题，要给予高度重视，利用小修、春检机会，进一步排查摸底，对一二次设备全面检查，确保保安电源在事故情况能够可靠运行，防止事故扩大。

4、各生产部门针对本次事故处理过程中暴露出的问题，认真分析自身存在的问题，理顺事故处理指挥、协调、汇报流程，按照“三保”原则正确处理事故，检修部门、班组在事故情况组织好各项配合工作，防止事故处理延误。

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6kV电机保护拒动引起跳机事故

一、 事故概况

2010年3月21日，某发电公司1、2号机组满负荷运行（135MW）。19:51，2号机组突然跳闸，A、B段失压，厂用电快切装置未动作，运行人员手动抢合备用电源成功，光字牌首出“低真空保护停机”，电气出“热工保护”，“A段PT直流回路断线”，“B段PT直流回路断线”，“2号高厂变A分支速断动作”，“发电机励磁系统故障”光字牌。19:53，1号机组跳闸，厂用电快切成功，光字牌首出“低真空保护停机”。

就地检查发现2号机6kV母线上所带电动机大多已跳闸，保护动作信息为“负序定时限保护”动作；2号炉A排粉机电机接线盒处冒烟，有明显焦糊味，接线盒金属盖有烧融现象。

二、 系统接线及保护配置 1、6kV厂用电系统接线方式

2台机组共设2台高压厂用变压器和4段6kV工作段，每台机组设两段6kV工作母线，分别由对应的1台高压厂用变压器（以下称高厂变）供电，变比为15.75±2×2.5%/6.3kV。电源接于发电机出口主变低压侧，其低压出线分2路（即A分支、B分支）经电缆、开关分别接于两个6kV工作母线段。

两台机组设1段6kV备用母线，由一台高压启动/备用变（以下称启备变）供

引至#2发电机出口引至110KV母线引至#1发电机出口#2高厂变#2启备变#1高厂变 B1 A1 63B1 63A1 B备 B2 A2 A备 63B备 63B2 63A2 63A备B段A段6KV备用Ⅱ段63B段63A段短路点MMMMMM#2低厂变电机电机#2输煤变#2炉排粉机#1低厂变电机#1公用变电机电机#1低备变..

图一 6KV厂用电一次系统图.

电，变比为110±8×1.25%/6.3kV，为6kV工作母线段提供备用电源，其电源接至110kV母线。厂用电一次系统图见图1。正常时2号启备变充电运行，6kV各工作段的备用电源开关正常时处于热备用状态，厂用电快切装置投并联自动切换方式。

2、6kV系统保护配置

#2高厂变#2启备变 B1 A1 缆差保护分支速断过流复压过流保护 缆差保护分支速断过流复压过流保护 测量表计 缆差保护 测量表计 缆差保护 B备 B2 A2 A备 A备1 B备1 6021 63A备1 63B备1B段A段6KV备用Ⅱ段 正序电流速断 过热、堵转保护短路点#4炉排粉机电机M图二 6KV厂用电系统保护配置图 2台高厂变低压出线A、B分支保护配置如下：分支电缆差动保护，分支速断过流保护和复合电压过流保护。

6kV母线上电动机的保护配置如下：正序电流速断、负序定时限、负序反时限、零序电流保护、低电压保护、堵转保护、过热保护。

6kV厂用电系统保护配置图见图2。 三、 试验检查情况

1、事故后对2炉A排粉机电机进行检查，发现电机接线盒内短路烧毁严重，定子绕组引线与电缆接头A相，B相烧断，接头为绝缘塑料带缠绕包扎，且未在绝缘板上固定，运行中的振动使电机引线接头长期与接线盒金属盖磨擦，导致绝缘破损引起相间短路。

2、该电机综合保护装置为珠海万利达电气有限公司生产的MMPR-10H2型微机电动机保护装置，短路时未动作，检查动作记录中只有“过热告警”信号，无其他出口信息。检查保护定值正确，装置接线、CT极性正确，在CT二次侧加定

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值电流校验保护出口正确，重复试验3次无异常。判断保护装置接线正确，动作正常。

3、对2号炉A排粉机电机开关柜内CT进行了伏安特性试验，为便于比较，对B排粉机电机柜内CT也做了相同试验。A、B排粉机电机CT均为LZZBJ12-10型，10P20，变比100/5，CT保护绕组的VA特性数据见表1，VA特性曲线图见图3。试验接线为一次开路、二次加电压，测量励磁电流。从图中曲线对比可见，A排粉机开关保护CT的伏安特性曲线比正常保护CT要低一倍多，说明该保护CT饱和特性太差。

表1 2号炉A、B排粉机开关A相CT保护绕组VA特性数据 NO 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

电压(V)5040302010000.511.522.533.4.55#2炉A排粉机CT保护#2炉B排粉机CT保护励磁电流/A

0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 1 2 3 4 5

A排CT保护/V

0.3 1.2 2.6 4.3 6.2 19.1 21.5 22.3 22.6 23.1

B排CT保护/V

16.6 26.2 30.7 33.8 36.2 42.3 45.7 47.9 49.4 50.9

注：c相结果类似。

电流(A)图三 #2炉A、B排粉机开关CT保护绕组VA特性曲线

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4、对B段厂用电快切装置在2号机组“热工保护”动作全停时，厂用电工作电源跳闸后，备用电源未自动切换原因进行检查：6kV厂用电快切使用的是PZH-1型微机厂用电快速切换装置，装置定值正确，出口压板投退正确，外部接线正常，装置无切换记录；做装置切换试验，模拟事故下状态，人为拉掉工作电源开关，备用电源切换正常。查DCS事故追忆，发现2010年3月21日19:51:20，短路发生瞬间，6kV母线A、B段快切装置均发“PT断线报警”、“等待复归”信号，装置在6kV母线PT低压侧一相或两相电压低于10%Un（额定值）时，会判定为母线电压互感器电压回路断线，发出“断线报警”信号，母线断线报警信号存在时，装置不会自行启动切换。综上所述，B段工作电源跳闸后，备用电源未自动切换原因为：两相金属性短路引起6kV母线A、B相电压低于“断线报警”信号定值，装置在此信号存在期间闭锁了备用电源的切换。

5、检查#2机组6kVA段、B段上电动机微机综合保护动作记录，在事故发生时刻均为“负序定时限”保护动作，延时0.5S（“负序定时限”保护整定延时为0.5S）跳闸。

6、#2炉A排电机接线盒内短路，其开关CT饱和，保护装置拒动，查阅保护动作记录也无“低电压跳闸”等出口信息，电机开关是怎样跳闸的呢？经查阅DCS事故追忆记录：短路发生后6kV母线失电，锅炉MFT大联锁动作跳掉#2炉A排电机开关。

四、 事故分析及试验结果分析 1、事故分析

通过试验、检查，结合故障录波、事故追忆、DCS历史曲线、保护和自动装置的动作记录，此次事故过程分析如下：2010年3月21日19:51分左右，#2炉A排粉机电机接线盒处A、B相由于绝缘包扎处磨破发生金属性短路，电机综合保护因CT 饱和拒动，引起#2高厂变A分支速断保护动作，延时1.5S出口跳闸，A段失压，该段快切被速断保护闭锁。在短路发生后#2高厂变A分支速断延时1.5S跳闸之前， 2段6kV母线上的电动机负序定时限保护均已启动，其延时0.5S远小于厂变A分支速断延时1.5S，先于分支速断跳闸。两台循环水泵电机跳闸后，引起#2机组“凝汽器真空低”保护出口，“热工保护”动作停机，发变组出口开关跳闸，主汽门关闭。

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#1机组由于仅一台循环水泵运行，且#1、#2机组循环水进水母管联络门为全开状态，#1机凝汽器真空立即下降，引起#1机组“凝汽器真空低”保护出口，热工保护动作跳掉#1发变组出口开关，#1机组跳闸。

2、试验结果分析

此次发生在6kV母线附近一台电动机接线上的两相短路，电机CT饱和引起保护拒动，造成事故扩大发展到两台机组跳闸，CT饱和是主要原因。

从#2发变组保护屏故障录波及工控机历史记录来看：短路后，短路电流峰高值达15000A，而A排粉机电机CT变比 100/5，其实际准确限值电流系数KX只有4.2，而短路电流是其额定电流的150倍，CT极度饱和，二次侧只能输出非常窄的尖顶波，间断的尖顶波在一个周期内的电流有效值很小，以致该电机保护装置拒动。

五、 防范措施

1、对继电保护和安全自动装置所使用的CT，除按设计规程严格选型外，在更换后及机组大修时，必须做伏安特性试验，得出拐点电压，用拐点电压计算出CT的实际准确限值系数，此系数大于CT铭牌上标注的额定准确限值系数时，CT饱和特性才符合要求，否则应采取措施加以改善。

2、火电机组6kV电动机负序定时限保护普遍存在动作时限整定较小，在母线及母线近区两相短路时误动、使事故影响扩大的问题。应从保护机组安全运行的角度出发，根据电动机不对称故障时的短时允许值，合理整定动作时限，使其躲过母线及近区两相短路时故障切除时间，以解决此种情况下的保护误动问题，进而提高机组安全运行水平。

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DCS系统电源故障造成机组跳闸

一、设备简况

某发电公司DCS电源型号为INFI90 MPS Ⅱ型电源，提供DCS所需的不同电源等级（125V、24V、±15V、5V），设备供货商为北京ABB贝利工程有限公司。原DCS电源型号为N-90电源，投用时间是1990年12月/改造后型号为INFI90 MPS Ⅱ型，投用时间是2001年9月。

二、事件经过

2011年3月6日15时24分，运行人员监盘发现#2机组#10PCU故障报警，检修人员接通知后立即赶到现场，检查发现#2机组#10PCU 第二路电源模件FLD125故障指示灯亮，为防止缺陷扩大影响机组安全，热工专业研究决定按设备生产厂家ABB公司标准程序更换故障电源模件。在申请调度同意并办理工作票后，16时43分，操作人、监护人到位后更换工作开始，先将故障电源模件拔下，后将新电源模件插入。在新电源模件插入时机组跳闸。跳闸首出“送引风机全失”。跳闸时间为16时52分，当时机组AGC方式，A、B、D磨运行，负荷210MW。

为确定跳闸原因，进行了以下检查试验：

(1)对两路电源的输出分别进行测量，结果显示5V、15V、-15V、24V、125V输出均正常。

(2)模拟更换电源模件的过程，并测量电源输出125V正常，拔插电源模件过程中，万用表显示电压无明显波动。

(3)检查所有的125V电源硬线回路连接无松动。

(4)专业、班组技术人员到厂后立即组织再次模拟更换电源模件的过程，当拔出故障电源时，模件正常，而重新插入电源时，发现该控制柜的数字量输入子模件IO信号指示灯有瞬间闪断现象，反复三次试验故障现象相同。

(5)更换电源监测模件后，再次进行拔插电源模件试验，数字量输入子模件IO信号仍然存在瞬间闪断现象，因此判定电源背板可能存在问题，立即组织更换。

(6)更换背板结束后，重复上述实验，该控制柜所有模件工作正常。并多次拔插电源模件，数字量输入子模件信号瞬间闪断现象消失。

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20时20分，机组点火，21时50分，重新并网。 三、原因分析

1、该类型电源为ABBⅡ型电源，自2001年改造后已近10年，电源更换工作时常进行，且更换程序为设备生产厂家ABB公司标准程序，不存在人员误操作现象。

2、通过多次试验证明，此次跳机的直接原因是电源背板存在虚接的地方，从而导致在电源模件插入时系统瞬间失去125VDC电压，所有风机的运行信号由于失去查询电压（数字量输入信号消失，由“1”变“0”），导致锅炉因“失去所有风机”触发MFT动作，机组跳闸。

3、电源背板故障原因有两种可能：

①此电源为2001年9月投入使用，至今已10年，印刷板存在老化后接触不良的现象，背板在插入电源模件时受力产生形变后电路短时断路。

②该背板的故障为产品质量问题，常规的测试手段无法发现（在本次出现故障时用万用表测量125VDC母线一直未检测到电压的变化），只有在插入电源模块时背板的微小形变才会出现故障点的瞬间断路。

4、此种电源背板电路设计存在不足之处，板内125VDC电路非完全冗余电路，共用电路部分成为电源可靠性瓶颈。

四、暴露问题

1、ABB公司Ⅱ型电源随着使用年限的增长，可靠性逐渐降低，部分设计缺陷慢慢暴露，成为安全生产的重大隐患。

2、针对此类质量问题，没有很好的检测手段，检修期间无法发现此类问题并消除。

3、尽管严格执行了电源更换的程序，但是对ABB公司现有的产品多方面存在隐患的认识不够，对在极端情况下造成的后果估计不足，未预见到电源背板出现问题会引起机组跳闸。

五、防范措施

1、立即更换存在问题的电源背板，并将存在问题的电源背板送至ABB公司做深度检验，找出背板存在的确切安全隐患。

2、在机组检修期间，要完善模件、电源的抗冲击试验的检测方式，在用万

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用表测量各种数据的同时，也要观察各类模件带电后是否发生异常状况。

3、研究探讨更为稳妥的消缺方案，如暂不更换故障电源模件，等待停机时完成；或者短时解除相关跳机保护，确保更换电源时可能产生的假信号无法威胁机组安全运行。

4、始终以“如履薄冰、如临深渊”的心态对待安全生产工作，对重要的消缺工作高度重视，消缺方案要经专业论证和审批，严格落实组织措施、技术措施和事故预想，并选择合适的时段进行。

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DCS机柜24V电源接头松动造成机组跳闸

一、设备简况

某发电公司一期1、2号机组DCS为ABB 的SYPHONEY控制系统，包括锅炉、汽机为DCS一体设计，该系统为2007/2008年更改完成的，电源使用MPSⅢ型电源。之前为加拿大贝利提供的全进口N-90系统，1992年投用。

二、事件经过

1号机组跳闸前，机组出力253MW，A、B、E、F磨运行，煤量133t/h ，给水616t/h，机组运行工况正常。

2011年7月12日23:46:08，突然发生1号机组MFT，首发原因为 “总风量低”保护动作。经确认跳闸原因，进行整改后，1号机组于7月13日3:55点火启动，07:46并网。1号机组跳闸前，上海电网负荷正值夜间低谷，跳闸对电网未造成影响，调度同意1号机组临时调停，低谷消缺。

三、原因分析

经检查发现：机组跳闸前主蒸汽压力、调节级压力、炉膛压力、汽机转速、送风机A、B风量信号等发生晃动，瞬间变小，经检查确认上述信号均位于DCS BCS102机柜，属过程控制单元PCU7。进一步检查发现：过程控制单元PCU7模拟量信号均发生晃动，数值变小，故障点基本锁定PCU7单元。对该控制单元电源状态、接线、模块等深入检查，同时打开了BCS102机柜后门电源风扇罩壳，发现：机柜电源PEP输出24VDC的I/O COM接头有松动现象，该24VDC回路为给I/O端子板供电，由于公共端接触不良，造成端子板瞬时失电，模拟量信号失去。

分析认为，PCU7对应的BCS102机柜的模拟量信号端子板24VDC供电失去，致使该单元的模拟量信号暂时失去，其中的锅炉总风量信号小于25%三取二动作，机组MFT。

为验证该跳闸原因，我们对I/O COM接头人为进行晃动，模拟接触不佳，复原了跳闸前模拟量信号晃动、失去的现象。

我厂1、2号机组DCS使用ABB控制系统，1号机组2007年DCS由N-90升级改造为现使用的symphony系统，电源为MPSⅢ型电源。发生接头松动电缆为电源内部接线，在风扇罩壳的内部，为2007年DCS改造时工厂预装设备，出厂

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日期为2005年10月10日。

四、暴露问题

1 该电源接头为DCS厂家工厂预装设备，再电厂现场进行DCS复原时未认真检查确认。

2 客观上该接头外有罩壳防护，为日常检查提供了障碍，但机组检修期间应可安排检查，折射出细节问题上的疏漏。

五、防范措施

1、对BCS102机柜电源线接头重新连接加固，检查机柜内所有电源接线和接插件，并进行紧固。已经完成

2、对1号机组其余所有DCS机柜的电源接线和接插件检查，并进行紧固。已经完成

3、将利用机组停机机会，对2号机组所有DCS机柜的电源接线和接插件检查，并进行紧固。已经完成

4、同时扩大检查到二期3、4号机组，利用机组停机机会，对OVATION系统的电源也进行检查，消除类似故障隐患。已经完成

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