常规火电厂事故汇编Word格式文档下载.docx

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09，4号机组真空低保护动作跳闸。

10，3号机组低真空保护动作跳闸。

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、事故原因分析

（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DPU64/84#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。

经贵州电力试验研究院、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

4.1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。

4.2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。

4.3DCS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

5.1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。

5.2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。

5.3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。

5.4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。

5.5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。

99年5号机冲动过程中2号瓦振动大停机事件

1999年6月24日20时45分5号炉点火，21时25分盘车检修结束，投入连续盘车，测大轴晃度0.04mm，22时00分开始抽真空，投入一、二级旁路系统，23时30分投入轴封供汽，23时50分法兰螺栓夹层加热装置暖管。

高外上内壁温136℃、高内上内壁温142℃、高内下内壁温132℃、高外下内壁温116℃、左螺栓温度138℃、左外法兰温度140℃、左内法兰温度139℃、右螺栓温度140℃、右内法兰温度140℃、右外法兰温度141℃。

0时35分5号机冲动，高外上内壁温135℃、高内上内壁温141℃、高内下内壁温130℃、高外下内壁温109℃、左螺栓温度168℃、左外法兰温度170℃、左内法兰温度169℃、右螺栓温度170℃、右内法兰温度169℃、右外法兰温度170℃。

0时40分升速至500r/min，投入法兰螺栓夹层加热装置。

0时50分升速至950r/min，开始暖机。

0时55分2号瓦振动突然增大，最大0.08mm，立即打闸停机。

此时高外上内壁温135℃、高内上内壁温139℃、高内下内壁温120℃、高外下内壁温110℃、左螺栓温度183℃、左外法兰温度192℃、左内法兰温度182℃、右螺栓温度184℃、右内法兰温度181℃、右外法兰温度191℃。

1时10分大轴静止，投入盘车，测大轴晃度0.43mm，1时20分测大轴晃度0.22mm，2时10分测大轴晃度达到正常值0.045mm，4时16分5号机重新冲动，5时5号发电机并列。

原因分析：

1、法兰螺栓加热装置暖管过早监视调整不当：

23时30分法兰螺栓加热装置开始暖管，暖管后未及时监视缸温变化，使法兰螺栓温度上升较快，0时35分转子冲动时，高压外缸内法兰由139℃升至169℃。

至打闸时高压外缸内法兰升至182℃，但高压外缸内壁温度尚未加热上来，汽缸夹层加热未跟上，使高压外缸内壁温度与高压外缸法兰内壁温度之间温差过大，引起缸体变形，引起2号瓦振动。

2、高压缸前轴封段冷却收缩：

22时开始抽真空，当时高压内缸内下壁缸温141℃，23时30分投入轴封供汽，由于运行人员不能准确掌握理解运行规程，在缸温刚低于150℃后，就按机组冷态启动规定执行，使抽真空与轴封投入的间隔过长，引起高压缸前轴封段冷却收缩，在缸体变形的情况下，加剧轴系振动，使2号瓦振动聚增。

教训与防范：

缸温在140℃左右抽真空后到投入轴封供汽的时间较长，转子轴封段局部冷却。

运行监视调整不当，在法兰螺栓加热装置暖管后未能及时监视缸温变化，使法兰螺栓温度上升较快。

运行人员对运行规程掌握理解不够，在机组运行中发生甩负荷至50MW以下时，必须及时投入高压缸前后、中压缸前轴封供汽，防止转子轴封段急剧冷却。

关于二道江发电厂七号机串轴保护误动超速事故的通报

1998年3月1日，二道江发电厂发生了7号机串轴保护误动，汽轮机超速事故。

这次事故暴露出该厂在安全生产管理上存在着较多问题，省局要求各单位认真吸取此次事故教训，切实落实部颁防止电力生产重大事故的20项重点要求，杜绝类似事故的发生，现将此次事故通报如下：

一、事故前运行工况

事故前二道江发电厂1、2号炉，4、6号机母管制运行，带电负荷31MW；

7号机组单元制运行，带电负荷80MW。

汽机各保护均在投入状态，其它参数运行稳定，全厂总负荷111MW。

二、事故经过

1998年3月1日8时，汽机7号机司机郝彦飞接班后检查各参数均正常，机组运行稳定。

8时20分，郝彦飞发现轴向位移指示偏大至一

0．52mm（轴向位移正常指示在一0．26mm，动作值一1．2mm，最大土2．Omm），且摆动，打电话联系热工微保班值班人员李树新，要求进行处理。

8时40分，热工微保班值班员李树新来到现场，检查后向郝彦飞交待，处理轴向位移需将串轴保护电源断开，必须有班长和监护人在场，同时叮嘱要加强监视，如果串轴保护值继续发展到-0．7一-0．8mm时，再联系处理。

10时10分，当值值长刘宝洪得知此情况后，令热工人员必须马上安排处理。

10时50分，热工微保班班长郝宝伟、值班员李树新，来到现场，请示值长，要求退出串轴保护，以便检查。

值长刘宝洪在得到运行副总孟凡荣批准同意后将串轴保护联锁主5气门开关断开。

当值长刘宝洪询问有没有发电机跳闸的可能时，热工人员回答说：

“没事，串轴保护电源已断开”。

（实际只断开了跳主汽门回路，去发电机保护回路压板未断）。

此时，热工分场专工胡意成恰好来到7号机控制室一起看他们处理。

随后郝宝伟令李树新在保护屏处活动串轴保护测量板和鉴别扳，郝宝伟来到操作盘前监视，两块板活动后，串轴保护指示明显摆动，增大到一2．Omm（动作值-1.2mm跳闸，该表量程土2．0），持续了约7分钟左右。

10时58分，郝宝伟向保护屏走去，刚一拉开保护屏门，即看到超速保护测量板4个红灯闪烁（实际是串轴保护动作）。

10时59分，7号机表盘铃响警报器掉牌，（发电机跳闸掉牌），电气值班贡立即向值长刘宝供报告发电机跳闸，负荷由80MW降到零；

刘宝洪马上令锅炉值班员稳定参数，防止灭火，随即跑到汽机操作盘前，发现主汽门关闭掉牌（实际上电气串轴保护也已掉牌），司机郝彦飞跑到机头手摇同步器准备挂闸，抬头一看转速表转速在3600转／分，立即手打危急保安器停机，没有反应，立即跑回单控室，看到表盘汽机转速、已达3653转／分（实际最高达3699转／分，热工转速表记忆植），立即关闭电动甲乙主汽门和一、二、三段电动抽汽门。

11时20分，值长刘宝洪令汽机第一次挂闸冲转，转速达到2050转／分时，自动主汽门及调速汽门关闭。

此时，运行副总、运行科长、安监科长、汽机分场运行副主任都已来到现场），针对此情况，汽机班长郑云青询问热工郝宝伟串轴、电超速跳发电．机保护退没退，出，回答说已经退出了。

郑云青便要求郝宝伟除保留低真空、低油压保护外，其余保护都退出，郝宝伟按其说的办了。

11时31分，值长刘宝洪令汽机第二次挂闸冲转，当

转速达到2156转／分时，自动主汽门及调速汽门再次关闭。

汽机班长郑云青、热工分场专工胡意成、运行副总孟繁荣分别让郝宝伟将汽机所有保护退出。

11时34分，值长刘宝洪令第三次挂闸冲转，转速升至2150转／分时，自动主汽门及调速汽门又一次关闭。

11时38分，值长刘宝洪请示省调，同意7号机停机检查。

11时42分，7号炉熄火。

三、事故后对设备检查情况：

1、由于机组转速高达3699转／分时，危急遮断器两个心杆罩帽全部脱出，丝扣撸坏，心杆与罩帽销子被剪断，其中l号，心杆在销孔最小截面处断开，在反作用力作用下，2号舌板将其上部的限位板在90度弯曲处撞击裂开上移，使其失去对2号舌板的限位作用。

2、

揭开低压缸检查，除发现20级有3处、25级有8处、叶片松拉筋有开焊外，还有两处叶片镶焊的司太立合金在距非叶片顶部30mm处裂断，其它部位均未见异常。

3、

对一、二、三段抽汽逆止门进行了汽密性试验，结果一、二段严密，三段抽汽逆止门前疏水管热，说明有漏汽现象。

经对全部六段抽汽逆止门解体检查，各门密封面接触无断开处，无贯穿沟痕，深坑等。

各门全行程活动自由，无卡涩。

4、

对自动主汽门进行解体检查，予启阀和主阀行程正常，无卡涩，主阀与门座接触无明显断开处和贯穿性沟痕，但有一长50mm锈迹与阀座位置相对应。

该门主阀经多次研磨处理，其表现硬层基本消失，其密封接触面较宽，为7～8mm，在主汽门滤网前，有较多细铁渣和氧化皮性质的杂物。

5、

对调速汽门进行解体检查，发现1号阀密封面接触较好，2、3、4号阀密封面接触不好，有小的沟痕坑点等。

6、

对发电机转子风扇叶片全部进行外观检查未见异常，抽取4个风叶进行探伤检查正常，转子端部固件未见松脱等异常现象。

7、对主、副励磁机动静间隙检查均未见异常。

8、

对各瓦检查除主油泵推力瓦间隙由0．12mm。

增大到0．3mm和8号轴瓦下部有一块7X7mm钨金脱裂外．其它各瓦均未见异常。

四、原因分析

1、发生这起事故的直接原因是热工人员在做处理。

串轴保护缺陷的安全措施时，只断开了串轴保护跳主汽门回路，而没有断开串轴保护跳发电机回路中的压板，造成串轴保护误动作机组跳闸。

2．串轴保护误动后；

尽管危急保安器已经动作，但由于主汽门和调速汽门不严密形成了正向进汽，使汽轮机转速继续飞升到3699转／分，是造成这次机组超速的主要原因。

五、事故中暴露出的主要问题

1、这次串轴保护误动暴露出有关人员安全第一、预防为主的安全生产意识非常淡薄，执行“两票三制”极不严肃，不是依法治厂，依法管生产，而是表现出一种不负责任的态度，反映出生产管理的、随意性。

2、95年七号机热工保护回路改进后，其图纸没有及时整理、下发到各有关专业人员手中，也没有制定相应的检修、消缺规定，暴露出生产管理不严、脱节和工作不认真，不负责等方面的诸多问题。

3、司机在08时20分既发现串轴保护指示异常，没有及时向班长和值长报告，直到10时10分才报告值长，违反了发现重大缺陷，立即逐级向上级报告的有关规定，暴露出对重大缺陷不重视，汇报不及时的问题。

4、事故处理过程中，汽轮机司机已经发现机组转速超过危急保安器动作转速达到3600转／分以上，而没有把这一重大问题立即向班长、值长和后续赶到的有关领导报告，导致超速后的三次盲目冲动，严重违反了保人身、保设备的原则；

暴露出落实部颁防止电力生产重大事故的20项重点要求不到位，培训工作满足不了生产实际需要等问题。

5、有关人员在串轴保护动作时，只考虑尽快恢复设备的运行，没有认真询问和检查跳闸原因，盲目下令解除保护，强行冲动机组，严重违反了事故处理的原则，表现出一种只重视安全天数，不计事故后果的不正确态度。

6、检修工艺、质量还要进一步提高。

这次解体主汽门、调速汽门都发现有许多异物，说明在锅炉检修过程中不讲工艺，焊渣铁屑没有彻底清理干净，造成各门阀体受到不同程度损伤，导致汽门不严，为超速事故埋下了隐患。

六、责任分析

l热工人员在处理串轴保护缺陷时，没有按规定办工作票，又不带保护回路图纸，只凭记忆做措施，纯属盲目操作，违章作业，应负此次事故的直接责任。

2、发电机跳闸后，调速系统不能控制机组转速飞升，暴露出设备方面存在重大隐患，有关检修人员应负机组超速事故的主要责任。

3、当班值长和热工分场专工，没坚持开工作票，且监护不负责任，没有对照图纸认真研究处理步骤，盲目指挥操作，应负此次事故直接领导责任。

4、在处理串轴保护缺陷前，热工人员及值长分别请示不在现场的分场主任是否开工作票，但分场主任以星期日可以不开票为由，令其处理缺陷，为事故的发生埋下了隐患，同时运行副总在得知此事后也没有及时到现场进行协调和指导消缺处理工作，检修副总和安监科、运行科科长没有按厂领导要求，把热工人员处理热机保护开工作票的有关规定落到实处，运行副总，厂生技科副科长、安监科长和热工分场主任，没有把2月25日已经签发的热工人员处理热工保护需开工作票的规定下发到值长、汽机和电气等运行岗位，上述人员，应负此次事故的主要领导责任。

七、防范措施

1、组织职工深入学习吉电安环（1996）129号吉林省电力工业局关于下发《工作票实施细则》的通知，根据文件规定，结合实际制定二道江发电厂执行工作票的实施细则，，安监科组织各分场安全员定期检查“两票”严执行情况，发现问题及时纠正严肃查处。

2、处理热机保护、热工控制总电源和电源时，班长及专工或分场主任必须到场，设监护人；

总工或副总同意批准，值长方可办理工作票（值长做好记录）。

作业人员、班长、专工要详细核对图纸、技术资料。

工作票中应填写完善正确的安全技术措施，确认工作顺序及操作步骤无误后方可进行故障处理工作。

3、将串轴保护、低油压保护联跳主汽门、发电机开关回路分别设控制开关，热工人员处理故障时，可分别将串轴保护、低油压保护回路切除，防止保护误动。

对改进的热工保护，及时绘制改进后的二次回路图纸，做到专责人熟悉回路并要进行一次全面实际培训，培训结束后进行考试。

4、将汽机保护更换为本特立3300系统，制定运行维护的规程，制定热工保护投入切除的操作使用规定。

5、结合《防止电力生产重大事故的二十项重点要求》制定防止汽轮机超速的技术措施，组织有关人员认真学习落实。

6、严格检修工艺质量标准，在锅炉三管及主蒸汽给水等管道检修过程中，必须采取防止铁屑、焊渣进入汽水管道的可靠措施，确保各主汽门和调速汽门不受异物损伤，保持其良好的严密性。

7、健全和完善生产指挥系统岗位规范，事故情况下坚持值长统一指挥的原则，杜绝随意性和盲目指挥

阜新电厂99年1号汽轮发电机组轴系断裂事故

（一）、事故经过

阜新电厂1号汽轮机CC140/N200-12.7/535/535型超高压一次中间再热两段抽汽凝汽式机组，由哈尔滨汽轮机厂制造。

1996年3月安装，96年11月2日首次并网发电，同年12月18日正式移交生产。

1999年8月19日0时20分，运行五值接班，机组负荷为155MW运行；

零时30分，值长令加负荷到165MW；

1时整，值长令加负荷到170MW，主蒸汽压力为12.6MPa，主蒸汽温度535℃，蒸汽流量536.9吨/时。

47分30秒，“高、中压主汽门关闭”、“抽汽逆止门关闭”光字牌报警，监盘司机喊“机跳了”。

47分32秒，交流、直流润滑油泵联动良好。

47分37秒，发电机出口开关5532跳闸，有功负荷到“0”，6KV厂用电备用电源联动成功。

值长来电话向单元长询问情况，单元长告：

“01号机、发电机跳闸”。

值长当即告：

“立即查明保护动作情况，对设备详细检查，有问题向我汇报”。

单元长令：

“汽机、电气人员检查保护及设备情况”。

司机、助手到保护盘检查本特利保护，回来后向单元长汇报：

“没有发现异常”。

汽机班长检查完设备汇报单元长说：

“设备检查没问题”。

电气班长确认后汇报：

“发电机跳，6KV厂用正常联动备用电源，电气保护无动作，只有‘热工保护动作”光字牌来信号。

单元长向值长汇报：

“检查保护和设备都没发现问题”。

值长告：

“如无异常，可以恢复”。

随即单元长告汽机班长：

“汽机挂闸，保持机3000转/分。

”汽机班长到就地机头处操作，手摇同步器由30mm退至到“0”位，同时令司机助手去检查设备情况，助手回来后汇报：

“机组检查正常，主轴在转动中”。

这时班长操作同步器增加行程时发现高、中压主汽门未开，告助手去复归“热工保护动作自保持复归按钮”，当检查就地压力表立盘时发现调速油压很低，对从控制室返回来的助手说：

“把调速油泵转起来”。

调速油压恢复后，汽机班长到机头再次挂闸，逐步增加同步器行程，高、中压主汽门开启，行程达8mm时回到主控制室，准备用电调升速，设定目标转速3000r/min，升速成率为300r/min/min，按进行键，此时转速实际值未能跟踪目标值，同时“高、中压主汽门关闭”信号光字牌亮，汽机班长根据经验分析认为电调不正常，向单元长汇报，并请示切液调运行，单元长同意。

汽机班长到机头处将同步器退到“0”位，通知司机将电调切为液调运行，挂闸后同步器行程为8mm时，高压主汽门已开启，达11mm时，转速表显示100r/min左右。

1时56分30秒，当准备检查调速汽门开度时，听到主汽门关闭声，同时一声巨响，发电机后部着火，机组严重损坏。

轴系断为11段，10个断裂面，其中5处为轴断裂，4处为对轮螺栓断裂，1处为齿型联轴器失效。

齿轮联轴器的失效，在运行中造成主油泵小轴与汽轮机主轴脱开，

（二）、事故原因

主油泵停止工作、转速失去监测、调节系统失控。

几种因素偶合的特殊工况致使低压缸铸铁隔板在压力波冲击作用下碎裂是轴系损坏的主要原因。

由于主油泵不能工作，调速油压低，中压主汽门前压力高，转速失去监测，调节系统失控等条件偶合，导致机组启动时中压汽门滞后于高压汽门而突然全开的特殊工况。

低压缸铸铁隔板的碎裂损坏，使静、动部件严重碰磨，机组发生强烈振动，是转子断裂、轴系破坏的主要原因。

运行人员缺乏正确的判断能力，是偶发中压缸瞬时进入大量蒸汽特殊工况的主要原因之一。

齿型联轴器的失效，导致转速失去监测、调节系统失控，中压缸瞬时进入大量蒸汽特殊工况，这种情况在国内从未发生过，现场运行人员对此缺乏正确的判断能力，对转速表的异常指示没能做出全面的综合分析，运行人员认为“无异常”，仍按正常操作程序进行起动，是发生中、低压缸瞬时进入大量蒸汽特殊工况的条件之一。

甘肃八○三电厂93年25MW机组严重超速损坏

1993年11月25日9时30分，电机检修人员高×

×

、宋×

在二号机处理励磁机整流碳刷冒火缺陷，处理的方法是每取下一只碳刷，