运行部1000MW机组电气异常事件汇编

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1、运行部1000MW机组电气异常事件汇编（2014年6月） 批准：审核： 编制：二一四年六月3 电气部分33.1 2012年异常分析33.1.1 #5机5C电除尘变跳闸异常分析33.1.2 #5机组5B循环水泵跳闸异常分析53.1.3 #5机组0.4KV保安PC 5A段故障导致#5 机组跳闸异常分析63.1.4 三单元0.4KV化水PC C段失电异常分析93.1.5 500KV 5053 开关B相CT故障导致#5主变差动保护动作跳闸异常分析103.2 2013年异常分析153.2.1 三单元0.4KV脱硫PC E段5A预洗涤提升泵开关故障异常分析153.2.2 #6炉0.4KV脱硝MCC跳闸异常

2、分析173.2.3 #6机主机6A主油箱排烟风机跳闸异常分析193.2.4 #6机6A锅炉变接地保护误动作跳闸导致#6机组跳闸异常分析213.2.5 #6发电机中性点CT二次线绝缘皮破损接地异常分析253.2.6 #6机EH油泵备用泵无法启动异常分析293.2.7 #6机组6A锅炉变高压侧开关PT断线告警异常分析323.3 2014年异常分析333.3.1三单元0.4KV脱硫公用MCC B段B回收水泵开关故障异常333.3.2 #5机组6KV 5B凝泵变频器故障异常分析363.3.3 #5发电机定冷水电导异常升高导致定子接地保护动作跳闸异常分析403.3.4 #5机5B引风机小机循泵变频器进水

3、异常分析443 电气部分3.1 2012年异常分析3.1.1 #5机5C电除尘变跳闸异常分析一、异常发生时间：2012年5月23日16时20分二、异常发生前运行方式：#5机组负荷997MW，协调投入，锅炉给水量3067T/H，总燃料量410T/H，5C电除尘变热备用。三、事件经过及处理情况：16:20 #5机组值班员监盘巡视画面至3803公用电源系统时，发现5C电除尘变高压侧开关分闸，高压侧开关操作面板来“异常跳闸”，检查报警总汇中无此报警，汇报值长、专工。就地检查5C电除尘变高压侧开关跳闸，其综合保护装置无保护动作信号，检查5C电除尘变本体无异常，测5C电除尘变高压侧绝缘相间0 M，A、B、

4、C三相对地为50000M，测5C电除尘变高压侧开关绝缘正常（电源侧相间50000 M，电源侧三相对地50000 M，负荷侧相间50000 M，负荷侧三相对地50000 M，断口50000 M），通知检修电气人员进行检查。18:25电气检修人员开工工作票5QDW2012050011（#5机5C电除尘变压器温度控制器检修）。5月24日，检修工作结束，检修过程中将5C电除尘变原温控器南京亚电产温控器更换成广东顺特温控器，同时将5C电除尘变温度高至开关跳闸回路线拆除，仅保留变压器温度高报警功能，5C电除尘充电运行正常。四、原因分析：1、我厂三单元所有低厂变均采用保定天威顺达变压器有限公司产低压干式变，

5、原厂所配温控器均为南京亚电NYD-T10B-4型温控器，该温控器自基建以来多次发现普遍存在频繁跳变、故障现象，设备质量、设备可靠性较差。2、我厂三单元所有低厂变温度高保护回路在原设计中设温度高报警和温度高跳闸两路，其中温度高报警信号由温控器接至变压器高压侧开关综合保护装置内，而温度高跳闸回路由温控器直接接至开关跳闸回路（如下图所示），当变压器温度高超过跳闸设定值时该回路接通直接跳闸变压器高压侧开关，而无任何报警，当温控器发生温度跳变时将直接造成变压器跳闸。五、暴露问题和防范措施：暴露问题：1、#5机报警总汇设置信息不完善，无重要设备电源开关异常跳闸报警信号。2、三单元低厂变温控器设备质量较差，

6、频繁发生温控器跳变、故障现象，影响设备的安全可靠运行。3、三单元低厂变温度高跳闸回路设计不合理，易发生因温控器故障跳变导致保护误动作导致设备跳闸的情况，存在较大安全隐患。防范措施：1、全面梳理报警，完善报警总汇信息，目前已利用机组检修机会对三单元两台机组所有报警进行全面梳理。2、利用机组检修机会将三单元所有低厂变原配温控器进行更换，提高设备可靠性，该项工作已基本完成，三单元低厂变温控器已更换成质量较好的广东顺特产温控器。3、取消低厂变温度高跳闸回路，仅保留温度高报警回路，防止设备故障造成保护误动作，此项工作已全部完成，三单元所有低厂变温度高跳闸回路已拆除，保留报警信号回路。4、加强设备就地巡视

7、检查，及早发现设备异常并采取措施，防止事故扩大。3.1.2 #5机组5B循环水泵跳闸异常分析一、异常发生时间：2012年06月04日17时07分二、异常发生前运行方式：#5机组负荷800MW，协调控制， 5A/5B/5C/5D/5E/5F制粉系统运行，总煤量351T/H，给水流量2471T/H，主汽压力21.293MPa，主汽温度593，再热器温度591.8，分离器入口温度398.5，5A、5B循泵运行、5C循泵备用，5B循泵运行电流420A。三、事件经过及处理情况：17：07 #5机组DCS来“5B循环水泵异常跳闸”报警信号，检查5B循泵跳闸，出口门联锁关闭正常，5C循环联启正常，就地检查6

8、KV 5B循泵保护装置来“接地保护一段跳闸”信号，保护动作值0.511A（定值0.17A），测5B循泵电机及电缆绝缘为17，解开5B循泵电机接线盒，测5B循泵电机绝缘合格（200），测A、B相电缆对地绝缘为1500，C相电缆对地绝缘为17，联系检修检查处理。6月5日，检修工作结束，检查为5B循泵C相双电缆中一根绝缘皮受损导致绝缘降低所致，5B循泵启动正常。四、原因分析：5B循泵因电缆绝缘受损导致绝缘降低，保护动作正常。五、暴露问题和防范措施：暴露问题：5B循泵电机电缆较长，易发生电缆受损绝缘降低的情况。防范措施：各值班员做好重要辅机设备跳闸的事故预想，尤其是要掌握循泵跳闸后出口门未联锁关闭的事

9、故处理方法，熟悉就地通过手动泄压的方式关闭循泵出口门的方法。3.1.3 #5机组0.4KV保安PC 5A段故障导致#5 机组跳闸异常分析一、异常发生时间：2012年07月17日14时22分二、异常发生前运行方式：5 机组负荷 770MW，总煤量 310T/H，给水流量 2291T/H，5A、5B、5C、5D、5F 五套制粉系统运行，机组协调控制方式，机组厂用电系统运行正常。三、事件经过和处理情况：7月17日，值班员在将0.4kV保安PC 5A段备用开关5BMA09XK009推至工作位时，听到开关柜内连续三次放电声响，开关柜内短路着火，立即使用灭火器在0.4kV保安PC 5A段09间隔后部将火扑

10、灭，汇报值长。同时5机组DCS来锅炉MFT报警，机组跳闸（时间为14时22分），各设备联动正常，检查锅炉MFT首出为“失去全部燃料保护动作”，汽机跳闸首出为“锅炉 MFT”，发电机为逆功率保护动作跳闸。经现场检查发现0.4kV保安PC 5A段09间隔发生短路，柴发自启正常，0.4kV保安PC 5A段电源进线ASCO开关自动切换成功，故障点消失后ASCO开关自动切至正常电源侧。检查确认0.4kV保安PC 5A段09间隔发生短路，该间隔所有负荷无法送电，检修部根据现场实际情况编写了保安PC 5A段09间隔故障抢修方案，转移保安PC 5A段09间隔负荷，拆除保安PC 5A段09间隔分支母线并进行绝缘

11、处理。保安PC 5A段转检修，负荷转移和绝缘处理工作结束后保安PC 5A段母线送电正常，四、原因分析：1、0.4kV保安PC 5A段5BMA09XK009备用间隔开关停电解体后检查发现，该备用抽屉式空气开关A相未接线，电源侧A相接线直接与开关外壳接触，当操作备用开关时产生单相弧光性短路，由于发生电弧性短路的故障点阻抗较大，短路电流并不大，开关保护难以动作，使电弧持续存在，将母线防护罩融化，从而引发了下部开关的两相短路和三相短路着火。2、由于#5机组投产时六台给煤机均在0.4kV锅炉0米MCC 5C运行，经运行发现经过，进行优化5A、5C、5E给煤机由0.4kV锅炉0米MCC 5C段带出，5B、

12、5D、5F由0.4kV锅炉0米MCC 5D段带出。由于MCC 5C、5D两台ASCO开关均默认锅炉PC 5A 段运行方式，事实上所有给煤机都运行在同一台锅炉变所带 PC 5A 段。3、当0.4kV 保安保安PC母线发生短路故障短路电流增大，电压降低(保安PC电压最低降至298V)，同时与之相连接的0.4kV锅炉PC 5A段母线电压瞬间降低。而5炉6台给煤机电源取自0.4kV锅炉0米MCC 5C、5D段，0.4kV锅炉0米MCC 5C、5D段因工作电源均取自锅炉PC 5A段，母线电压随之发生大幅波动，导致运行中的5台给煤机变频器跳闸（当电压波动大于额定电压的20时，变频器内部自身的保护功能将跳闸

13、）。锅炉失去全部燃料MFT保护动作是本次机组跳闸的原因。五、暴露问题和防范措施：暴露问题：1、暴露出备用开关安装质量存在缺陷，备用开关接线不完整为事故埋下了隐患。2、运行部对备用设备的管理不到位，没有制定规范的备用设备相关管理制度。3、对新投产的机组电气设备不清楚，备用开关操作前没有进行全面的检查试验，反映出运行部人员安全意识不强。4、暴露出给煤机运行不合理。运行的五台给煤机电源均在6/0.4kV 5A锅炉变所带 PC段上运行，当发生短路事故时，锅炉PC 5A母线电压降低。防范措施：1、利用机组检修机会全面排查#5 、#6机组备用开关接线情况，做好试验，保证备用开关的完整性。2、运行部加强部门

14、管理，举一反三，严格执行电力安全作业规程及运行规程，工作时做好危险点分析预控措施。3、运行部已制定下发备用设备管理制度，明确规定新设备、检修后的设备初次投运前必须进行全面检查，对于开关必须进行测绝缘、全面检查开关间隔内是否有异物等，防止类似事件再次发生。4、优化给煤机电源布置方式，已将六台给煤机电源分别布置于不同的上级电源段上，同时运行部已全面排查#5、#6机各辅机电源负荷的合理性，已重新优化合理分配三单元除灰程控电源、除灰空压机控制电源、火检冷却风机等重要负荷电源，提高机组运行稳定性。3.1.4 三单元0.4KV化水PC C段失电异常分析一、异常发生时间：2012年06月03日09时40分二

15、、异常发生前运行方式：06月03日，C化水变带化水PC C段运行，并通过联络开关带化水PC D段运行，化水PC D段工作电源进线开关在隔离位（因#6机组在调试阶段，厂用电由高备变带，公用系统所有PC段均通过联络开关由#5机组带）。补给水MCC I段、补给水MCC II 段由化水PC C段带。三、事件经过及处理情况：09：40 化学值班员汇报化学补给水MCC I段、补给水MCC II母线失电，就地有电建人员在化学补给水MCC I段所带照明箱接电焊机。检查为化水PC C段工作电源进线开关跳闸且无报警，化学补给水MCC I段及补给水MCC II段A、B两个电源开关均未跳闸，其它负荷开关运行均正常。检

16、修人员检查化水PC段工作电源进线开关保护装置无异常，就地测化水补给水MCC I段及补给水MCC II段母线绝缘合格，测化水PC C段及化水PC D段母线绝缘合格。进一步发现检查化水PC段工作电源进线开关控制电源开关存在虚接现象，检修人员处理后，试送化水PC C段工作电源进线开关正常，并通过联络开关带化水PC D段运行正常，补给水MCC I段和补给水MCC II段充电正常。四、原因分析：三单元外围0.4KV PC段工作电源进线开关均带失压脱扣功能，即：当工作电源进线开关控制电源失去时该开关即跳闸，化水PC C段失电原因即为其工作电源进线开关控制电源开关存在虚接现象，运行中导致其控制电源失去开关跳

17、闸，PC段失电。五、暴露问题和防范措施：暴露问题：三单元基建遗留问题较多，施工、安装质量较差，给设备的安全稳定运行留下隐患。防范措施：1、加强对设备存在的安全隐患进行排查治理。2、加强设备巡检，发现异常及时汇报并联系检修人员检查处理。3、运行部已制定三单元所有PC、及重要MCC段跳闸失电事故处理预案，各值班员要熟悉掌握，并做好事故预想。4、各值班员利用仿真机学习机会，模拟演练各PC段跳闸失电事故，掌握处理要点，防止事故扩大。3.1.5 500KV 5053 开关B相CT故障导致#5主变差动保护动作跳闸异常分析一、异常发生时间：2012年12月01日11时01分。二、异常发生前运行方式：500k

18、V 第一至第六串开关均在合环运行状态，#2、#3、#5机组正常运行，#6机组满负荷试运，#1、#4机组调停备用。#5机组负荷550MW，主汽温度601，给水流量1500T/H，总煤量223T/H，四台制粉系统运行。三、事件经过及处理情况：12月01日11时01分，#5机组DCS画面来#5发电机出口05开关跳闸、汽轮机跳闸、锅炉MFT、“主变差动保护动作跳闸”报警，500kV 5052、5053开关跳闸，#5主变跳闸，检查各设备联动正常。#5机组厂用电失去，#5柴发联启正常，手动合上#5机组6KV 5A、5B、5C段备用电源进线开关，#5机组厂用电系统由高备变带运行正常。1、保护动作情况对#5发

19、变组保护柜检查发现，#5发变组两套保护C柜、D柜均报“主变差动保护动作”500kV母线母差保护启动但未动作。2、保护动作报告及故障录波分析对照两套发变组保护录波图故障电流波形发现，两套保护录波波形及动作报告一致，判断保护装置动作正确。分析保护录波图发现：差动速断动作时间为 10mS，故障发生60mS主变高压侧开关（沁5052、沁5053开关）跳开，80mS主变低压侧开关（05）跳开。主变A、B相差流约为22000A，主变高压侧零序电流一次值为1700A，主变高压侧套管B相CT电流约为3900A，5053开关B相CT电流约为22000A，5052开关B相CT电流约为13000A。根据录波波形图数

20、据分析，#5发变组保护主变高压侧B相区内接地故障特征明显，发变组保护正确动作，而对于500kV母线母差保护来说故障点在区外，保护未动作属正常。3、一次设备检查情况异常发生后对#5主变进行外观检查，未见异常；对500kV变电站沁5052开关和沁5053开关间隔进行检查，在沁5053开关B相CT处发现外部基座有放电痕迹，基座处连接接地导线烧断，基座固定螺栓处有放电灼黑痕迹，沁5053开关CT端子箱内部TA71二次绕组（备用绕组）端子B相短接连片烧断（CT二次接地线外皮脱落，接地线脱落，端子箱内固定螺栓有放电灼黑痕迹，其它一次设备无异常；CT绝缘介质SF6压力正常（0.5MPa），确认500KV 5

21、053开关B相CT为故障点。确认故障点在沁5053开关B相CT后，将沁5053开关CT二次回路与保护装置隔离断开，申请网调同意将沁5053开关转检修，将故障点隔离。16：10，#5主变由沁5052开关充电投运。 12月1日19时，在厂内对沁5053开关B相CT的绝缘进行了测试，测试结果为CT内部一次对二次绕组1、2、7、8 绝缘不合格，1S1,1S2 绕组8S1、8S2之间开路，1、2、7、8二次绕组对地绝缘不合格，将该CT拆除后返厂进行检查。2012年12月7日，将故障CT返厂进行解体检查和事故分析后，最终确定是由于该电流互感器二次线圈屏蔽罩未可靠接地，使原本带地电位的二次绕组屏蔽筒的电位抬

22、高，引起产品内部电场发生畸变，造成产品内部发生轻微放电，在产品长期运行中，此种放电使SF6气体绝缘性能劣化，绝缘强度降低，最终导致主绝缘击穿。4、#5主变跳闸后和#5主变送电正常后的厂用电切换情况由于三单元#5、#6机组6KV厂用段无备用电源自投装置，6KV公用5C、6C段没有备用电源自投装置，因此主变跳闸后的厂用电切换需手动进行。此次#5主变跳闸后，根据DCS保护动作报警情况，确认为非厂用段故障引起，检查6KV 5A、5B、5C段工作电源进线开关联跳正常，手动合闸6KV 5A、5B、5C段备用电源进线开关成功，#5机组厂用电手动切换正常，保安PC段工作充电正常，#5柴发联停正常，在此过程中#

23、5炉火检冷却风机联启失败，由值班员手动启动成功，避免了火检装置烧损事故。三单元I、K、M厂用空压机由于6KV 5C段失电无法启动，检查备用空压机联启正常，并在6KV 5C段恢复供电后手动启动正常。三单元六台除灰空压机当时由于其控制电源均在三单元除灰空压机室MCC段，该段为ASCO开关供电，正常工作电源由#5机组带，在切至备用电源过程中六台除灰空压机控制电源瞬间全部失电导致空压机全部停运，电源切换正常后由值班员手动启动除灰空压机正常。氨区正常工作电源由#5机组带，#5主变跳闸后检查其自动切至#6机侧带正常。值长及时通知化学、脱硫、燃料值班员，及时启动备用工业水泵等重要公用负荷，保证#6机组的正常

24、运行。由于三单元外围各PC段工作电源进线开关均带失压脱扣功能，#5主变跳闸后#5机侧所有外围PC段均失电，#5机组厂用电恢复后，手动恢复外围化学、综合水泵房、除灰、脱硫、燃料各PC段供电。#5主变由5052开关充电正常后，在机组启动前需将#5机组厂用电切至工作电源带，在切换过程中需注意以下问题：6KV 5A、5B段电源切换时需将#5机柴发控制方式切换开关切至“手动”位，电源切换完成后，将柴发投入备用。6KV 5C段所带I、K仪用空压机控制电源汽机0米MCC 5C段，其上级电源在6KV 5A段，因此 6KV 5A段电源切换前需手动启动#6机侧仪用空压机运行，保证厂用、仪用压缩空气正常。在6KV

25、5A、5B段电源切换过程中需保持主机密封油、润滑油、顶轴油系统、火检冷却风机、空预器、主小机真空泵等系统的正常运行，主机盘车短时失电后要及时手动投入。三期六台除灰空压机控制电源当时全在除灰空压机MCC段，该MCC段为ASCO开关供电，正常上级电源取自5机6KV 5C段，5C段电源切换时该段MCC将瞬间失电，ASCO开关切换时间无法躲过空压机控制电源失电跳闸时间，因此在5C段电源切换前需手动将三期除灰空压机停运，将除灰气化风及电加热等辅助系统电源提前轮换，待电源切换完毕并确认除灰空压机MCC ASCO开关已切换至正常电源带后再手动启动各空压机。目前已将6机6KV 6C段带除灰空压机控制电源改接至

26、6机侧MCC段上，因此上述情况下需进行除灰空压机轮换而不需停运除灰系统。氨区MCC电源进线开关为双电源自动切换开关，电源取自除灰PC C、D段，正常电源来自除灰PC C段，在6KV 5C段电源切换前后需同时化学人员，并检查氨区MCC电源开关自动切换正常，以确保氨区安全。5、6机循环水泵房MCC 均为ASCO开关供电，且正常电源均取自综合水泵房PC C段，因此在6KV 5C段电源切换后需及时检查5、6机循环水泵房MCC ASCO开关电源切换情况，三期循泵出口门短时间失电不影响循泵正常运行，但不能长时间失电，综合水泵房PC C段供电正常后也要及时检查5、6机循环水泵房MCC ASCO开关电源切换是

27、否正常，以保证临机6机循泵的安全运行。三期生产办公楼MCC目前由公用PC E段带，在切换6KV 5C段电源前需通知三期生产办公楼内运行部、检修部相关人员，防止办公电脑失电资料丢失。在进行厂用电源切换时应尽量缩短6KV A、B段分别由工作、备用电源带的时间，以防止造成非同期合闸。三期6KV C段带各外围PC段进线开关均有失压脱扣功能，在电源切换前需提前通知化学、脱硫、燃料切换负荷，在6KV C段电源切换完毕后及时将外围各PC段恢复送电，尽量缩短外围系统停电时间。四、原因分析将故障CT返厂进行解体检查和事故分析后，最终确定是由于该电流互感器二次线圈屏蔽罩未可靠接地，使原本带地电位的二次绕组屏蔽筒的

28、电位抬高，引起产品内部电场发生畸变，造成产品内部发生轻微放电，在产品长期运行中，此种放电使SF6气体绝缘性能劣化，绝缘强度降低，最终导致主绝缘击穿，保护动作致#5主变跳闸。五、暴露问题和防范措施：暴露问题：我厂5053 CT为西安西电互感器制造有限公司2008年7月生产(出厂编号08104)，型号为 LVQBT-500W2，额定电流：21250/1A。2008年9月28日投运，最近一次预试时间为2012年4月8日，投产仅四年，从返厂检查情况看，暴露出该类型CT在安装过程中存在漏洞，其二次线圈屏蔽罩未可靠接地，长期运行下导致主绝缘击穿，设备故障。防范措施：1、对我厂同类型CT进行全面普查，于20

29、13年1月10-14日，逐台对第3、4、6串共计27只CT进行检查、试验及接地线完善工作，5053 CT完成返厂检修后于5013年5月13日完成回装并送电正常，第五串所有CT也在此过程中进行了全面检查和接地线完善工作，彻底消除由此带来的安全隐患。2、各值班员加强500KV 设备的巡检，尤其是500KV CT SF6压力等，发现异常及时汇报。3、运行部已制定三单元#5、#6主变跳闸事故处理预案，各值班员要熟悉掌握，并在仿真机上进行模拟演练，保证事故发生时能确保机组安全停运并不影响临机的安全运行。4、各值班员要熟悉掌握三单元厂用电切换的步骤和危险点，在厂用电切换时确保各设备正常，并确保公用系统的安

30、全运行。3.2 2013年异常分析3.2.1 三单元0.4KV脱硫PC E段5A预洗涤提升泵开关故障异常分析一、异常发生时间2013年06月23日19时20分二、异常发生前运行方式2013年06月23日， #5机组负荷506MW，#5脱硫系统5A、5C吸收塔循泵运行，事故浆液箱正在排空，预洗涤地坑液位3.3m，#5脱硫系统运行正常，0.4KV脱硫PC E段 5A预洗涤提升泵正常备用。5A预洗涤提升泵电机额定功率：110KW、额定电流：196.4A，其电源开关为西门子3WT1S06-630型小车式空气断路器，额定电流：630A。0.4KV脱硫PC E段工作电源进线开关保护定值：过负荷1.0In、

31、3.5S；过流4In、0.4S；速断退出，In:4000A。三、事件经过及处理情况：2013年06月23日18:20，根据现场需要值班员正常启动5A预洗涤提升泵，运行正常，电流120A运行稳定，18:53正常停止5A预洗涤提升泵。19:20根据需要再次按正常程序启动5A预洗涤提升泵，最大启动电流337A，启动约30秒后跳闸，同时在集控室听到响声、室内照明闪烁，检查DCS画面5A5C吸收塔搅拌器、5B氧化风机排气风扇、#5预洗涤地坑搅拌器、D供浆箱搅拌器、回收水箱搅拌器、AB助凝剂箱搅拌器、B助凝剂计量泵、B清水泵、废水地坑搅拌器显示异常跳闸报警,复位后以上设备状态正常，检查#5脱硫系统运行正常

32、。就地检查三单元脱硫PC配电室内有大量浓烟，0.4KV脱硫PC E段5A预洗涤提升泵电源开关间隔烧损、开关柜内仍有明火，紧急灭火并开启室内门窗、启动通风机进行通风。随后进入配电室检查发现0.4KV脱硫PC E段5A预洗涤提升泵电源开关间隔烧损严重、相邻0.4KV保安PC E段工作电源开关间隔、备用间隔二次电缆烧损。22:00将0.4KV脱硫保安PC E段电源倒至#5机0.4KV保安PC 5A段带，将0.4KV脱硫PC E段所带负荷全部倒至0.4KV脱硫PC F段带，隔离0.4KV脱硫PC E段，检修提票检查。6月25 日，检修工作结束，检修将故障间隔设备拆除，将5A预洗涤提升泵该接至备用间隔，

33、恢复相邻间隔二次电缆后0.4KV脱硫PC E段送电正常，0.4KV脱硫保安PC E段倒至正常电源带。在2013年9月#5机组大修期间，检修完成了该故障间隔的更换工作。四、原因分析：1、根据现场故障情况看，在5A预洗涤提升泵启动时电源开关上口发生相间短路故障，故障瞬间未达到0.4KV脱硫PC E段工作电源进线开关保护动作值故障点即消失，PC段工作电源进线开关未跳闸。2、开关本身存在质量问题，在设备启动瞬间启动电流较大时开关发生相间短路故障。五、暴露问题和防范措施：暴露问题：我厂三单元机组普遍存在设备质量不过关、施工、安装工艺较差的现象。防范措施：1、加强培训提高值班员事故处理能力，在保证人身安全

34、的前提下，尽快采取措施将故障范围减至最小。2、值班员在进行电气操作时严格执行操作票、认真进行各项检查，并正确使用防护面罩、防电弧服等个人防护用具，防止电气设备故障伤人。3、值班员在送电操作前认真检查开关本体及间隔内无异物、无零件松动现象，操作中遇有开关卡涩等现象时立即停止操作查明原因，严禁野蛮操作，防止开关零件掉落造成短路。在正常巡检时注意检查各开关柜前后柜门关严锁紧，停送电操作前，必须检查所在间隔前后柜门关严锁紧后方可操作，设备启停操作时远离电源开关所在间隔，防止设备故障电弧伤人。4、值班员做好电气设备故障的事故预想，提高事故发生时的处理能力。5、严格执行关于初次投运和检修后的开关测绝缘、检

35、查的相关规定，防止遗留金属物造成短路故障。3.2.2 #6炉0.4KV脱硝MCC跳闸异常分析一、发生时间2013年3月25日15时26分二、异常发生前运行方式#6炉0.4KV脱硝MCC母线电压380V、电流176A，进线电源开关（双电源自动切换开关）位于主电源侧，DCS画面显示“脱硝MCC进线主电源已合闸”信号；6A、6B、6C稀释风机运行，6A、6B稀释风机入口门限至60%。三、事件经过及处理情况：15:26值班员监盘发现#6炉0.4KV脱硝MCC母线电压坏质量，电流值降为0，稀释风机A、B、C跳闸，“脱硝MCC进线主电源已合闸”信号失去，“脱硝MCC进线备用电源已合闸”信号存在。15:40

36、就地检查#6炉0.4KV脱销MCC主电源开关跳闸，备用电源开关合闸，脱硝MCC电源快切装置未能切换至备用电源侧。16：00检查#6炉0.4KV脱硝MCC母线无异常，拉开#6炉0.4KV脱硝MCC备用电源开关，将#6炉0.4KV脱硝MCC主备电源均拉至隔离位，测量母线绝缘正常。测量主电源开关绝缘合格，将脱硝MCC快切装置复位后，合上主电源与备用电源开关，脱硝MCC电源切换开关自动切换至主电源侧，母线充电正常。将电源切换开关手动切换至备用电源侧，母线充电正常。检查无异常后将脱硝MCC恢复正常运行方式。16:35启动脱硝稀释风机A、C，检查运行正常，投入脱硝系统。四、原因分析：为满足脱硝效率要求，同

37、时保证单台稀释风机运行电流不超过额定值68.5A，于3月18日开始三台稀释风机并列运行，并将A、C稀释风机入口门限至60%。此后脱硝MCC电流一直处于160A-175A区域，该电流长期超过其电源开关额定电流160A。由于长时间超额定电流运行，主电源开关过热跳闸，当时脱硝MCC快切装置或因存在异常又未能自动切换成功，最终导致母线跳闸。五、暴露问题和防范措施：暴露问题：1、设计稀释风机电机容量无法满足当前脱硝工况（设计工况为2台风机运行，1台备用，额定电流为68.5A）下脱硝效率。2、脱硝MCC电源开关额定电流为160A，裕量过小，无法满足三台风机同时运行的容量要求。3、脱硝MCC快切装置性能不够

38、可靠，未能及时自动切换至备用电源侧。防范措施：1、此前脱硝MCC主、备电源由锅炉0米MCC 带，电源开关容量偏小，无法满足脱硝系统三台稀释风机同时运行的工况，目前已将脱硝MCC主、备用电源改接至由锅炉PC A/B段带，电源开关增大后已能满足脱硝系统满出力运行。2、脱硝MCC电源改造工作完成后做联锁试验，其工作、备用电源切换正常。3、各值班员要重视环保设备的运行情况，加强巡检，发现异常及时汇报。4、举一反三，已将#5机组脱硝MCC电源做同样改造，防止电源故障造成脱硝系统停运。3.2.3 #6机主机6A主油箱排烟风机跳闸异常分析一、异常发生时间：2013年3月31日16时39分二、异常发生前运行方

39、式：#6机组正常运行，负荷885MW，给水流量2596T/H，煤量358T/H，6A主油箱排烟风机运行，6B主油箱排烟风机备用。三、事情经过及处理情况：14：30巡检过程中就地检查6A主油箱排烟风机运行正常。16：39 6A主油箱排烟风机运行中跳闸，DCS画面来“事故跳闸”报警，光子牌报警；同时6B主油箱排烟风机自动联启（此时6B主油箱排烟风机出口门处于全开状态）。立即联系巡检至排烟风机就地检查排烟风机本体情况和电源情况，联系电气、机务检修到场配合检查处理。16：40 6B主油箱排烟风机跳闸。16：43 巡检汇报主油箱顶部有少量油烟冒出。6A主油箱排烟风机电机本体发烫、电机尾部冷却风扇融化、电

40、源开关上LPC装置显示“接地保护”动作；6B主油箱排烟风机电源开关上LPC装置显示“长启动保护动作”。16：46 全关6A主油箱排烟风机出口门，打开6A/6B排烟风机本体排污门，复位6B主油箱排烟风机LPC装置报警，限制6B主油箱排烟风机出口门至1/2，待风机停转后启动6B主油箱排烟风机。16：47 6B主油箱排烟风机跳闸，电源开关上LPC装置显示“长启动保护动作”。16：53 全关6B主油箱排烟风机出口门，复位6B主油箱排烟风机LPC装置报警，待风机停转后启动6B主油箱排烟风机正常，逐渐全开其出口门。6B主油箱排烟风机电源开关上显示电流8.3A（额定电流11A），主油箱就地冒烟逐渐消失。19

41、：25 检修告知6A主油箱排烟风机电机相对地绝缘为零，怀疑电机绝缘已被破坏。20：13 开工事故抢修单，对6A主油箱排烟风机解体检修。06：40 检修处理更换6A主油箱排烟风机电机，启动6A主油箱排烟风机正常。07：00 全开6A主油箱排烟风机出口门，检查其电机电流9.3A。四、原因分析：1、6A主油箱排烟风机冷却风扇正常运行中故障，导致电机本体无法散热，温度逐渐升高，电机热效应累积最终破坏电机绝缘。2、6B主油箱排烟风机联启失败的原因是该风机再备用中其出口门处在全开状态，6A主油箱排烟风机跳闸后6B联启，但因出口门全开电机过负荷运行，导致保护动作跳闸。五、暴露问题和防范措施暴露问题：1、6A

42、主油箱排烟风机冷却风扇质量不良，长时间运行发生故障。2、主油箱排烟风机备用时若出口门处全开状态，联启时因过负荷易造成启动失败，需优化运行方式。防范措施：1、加强就地设备巡检，发现异常及时采取措施。2、优化主油箱排烟风机的运行方式，目前运行和备用的主油箱排烟风机出口门均开启一半即可满足系统要求，设备跳闸联启时也不会因过负荷导致启动失败。3.2.4 #6机6A锅炉变接地保护误动作跳闸导致#6机组跳闸异常分析一、异常发生时间：2013年04月22日10时27分二、异常发生前运行方式：#6机组负荷1000MW，机组协调控制方式投入，6A、6C、6D、6E、6F制粉系统运行，6B制粉系统备用，总煤量39

43、6t/h，给水流量2950t/h，煤水比自动、BTU自动，过热度29.8、中间点温度424 ，#6柴发在定期试启动试验时无法启动处退备状态。三、事件经过及处理情况：4月22日10:17：24 #6机组6A锅炉变“接地保护一段”动作跳闸，0.4KV锅炉PC 6A段失电，因#6柴发无法启动0.4KV 保安PC 6A段失电。6A空预器主电机跳闸（保安PC 6A段）辅电机联启正常，#6炉前墙火检冷却风机跳闸（保安PC 6A段），前墙B火检冷却风机联启正常，6A一次风机油站电源失去（保安PC 6A段），6A一次风机油站油泵跳闸。10:17:25 6A、6C、6E给煤机跳闸，6A、6C、6E磨煤机油站控制

44、柜失电（保安PC 6A段），导致上述三台磨煤机润滑油泵、液压油泵停运。10:17:26 6A引风机因小机前轴承振动大跳闸，6A引风机小机前轴承振动在锅炉变跳闸前30秒出现四次跳变，但幅值较小，在锅炉变跳闸同时出现第五次跳变，导致6A引风机跳闸。10:17:27 6A引风机跳闸触发机组RB动作。10:17:28 因机组负荷500MW，6A引风机跳闸联跳6A送风机。10:17:31 因6A一次风机油站两台油泵全停，延时联跳6A一次风机。10:17:39 因润滑油条件不满足，延时联跳6C、6C磨煤机（因当时6A磨煤机润滑油站处理缺陷润滑油失去保护解除，未联跳6A磨煤机）。10:21:22 因6A磨煤

45、机热风挡板关故障，导致磨煤机出口温度高高保护动作联跳6A磨煤机。机组RB动作后目标负荷500MW，煤水比自动强制解除，解除后强制跟踪当前值，RB动作过程中自动投入A层小油枪，值班员又手动投入D、F层油枪稳燃，此时仅剩6D、6F制粉系统运行，一次风母管压力8.9Kpa，无大幅波动，6D、6F给煤机给煤量均在87T/H左右。在此过程中，机组给水流量自动跟踪至1450T/H，负荷快速下降至523MW，期间由于煤水比强制解手动、投入大量油枪稳燃及6A磨煤机没有跳闸使磨煤机内煤粉大量进入炉膛，造成煤水比失调，中间点温度从424快速上涨至483。10:27:33 #6机组MFT保护动作跳闸，首出为锅炉中间

46、点温度高，中间点温度达到保护动作值483.6，MFT动作后，检查设备联动正常。10:28 开启邻机辅汽至#6机供汽电动门，调整大机轴封压力控制在26Kpa，检查6B给水泵联跳正常，6A给水泵再循环全开。10:30 汽轮机转速至1700rpm，检查B顶轴油泵联启正常。10:40 将6A锅炉变隔离后经联络开关锅炉PC 6A段由锅炉PC 6B段充电正常，保安PC 6A段充电正常。11:19 汽轮机转速至0，投入盘车正常。11:28 #6锅炉上水，启动烟风系统正常，12:48 启动一次风机正常。11:45 确认6A锅炉变为接地保护误动跳闸，处理正常后6A锅炉变充电正常，将0.4KV 锅炉PC 6A段倒

47、至正常电源带。12:50 锅炉点火。15:08 主再热蒸汽参数达到冲车参数，汽轮机开始冲车。16:12 #6发电机并网四、原因分析1、#6机组6A锅炉变“接地保护一段”动作跳闸，导致机组RB动作。接地保护一段动作的原因为：6A锅炉变6KV 开关柜内CT二次端子排除存在基建电缆施工遗留的细铜丝，导致“变压器高压侧零序CT L4011端子”与紧邻的“变压器低压侧CT 端子 N4061端子”短接；由于高压侧零序CT的二次接地点在6KV开关柜内，低压侧CT的二次接地点在锅炉变本体处，两个远距离不同位置接地点之间存在较为明显的地电位差，此地电位差经过两个CT短接点形成电缆回路，注入微机保护装置高压侧零序

48、电流采样通道。同时由于微机保护装置内部交流采样通道回路阻抗极小，当此电位差达到较大幅值时，产生足以使接地保护动作的零序电流扰动，最终导致6A锅炉变高压侧接地保护动作跳闸。2、#6机组RB动作后，运行人员画面监视不到位，手动干预不及时，同时在RB动作后，由于经验不足，处置不当，造成煤水比失调，导致中间点温度高锅炉MFT保护动作跳闸。3、6A引风机小机振动大跳闸的原因可能为测点电缆干扰导致振动值跳变所致，与6A锅炉变跳闸无关。4、#6柴发已发生在定期试启动时无法启动的故障，柴发备用不可靠，给机组安全停机留下隐患。五、暴露问题和防范措施暴露问题：1、检修部对基建转生产的检查、验收故障不深入、不仔细，

49、隐患排查存在死角，导致基建转生产后，仍有部分安全隐患没有得到彻底消除。2、安全生产要求落实执行不到位，检修部、运行部未落实2012年11月27日机组RB试验总结会会议纪要确定的要求（会议纪要要求机组RB动作后煤水比自动不接触），策划部监督不到位。3、运行部培训工作不到位，运行值班员对百万机组的特性还没有完全掌握，技能水平存在不足，事故应急处理能力还有待提高，异常情况发生时调整操作不当，未能有效控制机组运行状态，使重要参数失去监视导致保护动作。4、运行部反事故措施不得力，异常事件发生后反事故措施没有起到作用，值班员在事故处理过程中没有抓住重点，在6A锅炉变跳闸后机组未跳闸期间主要去关注失电的锅炉

50、PC、保安PC和锅炉变，未把机组按当前运行方式调整稳定运行放在第一位，而在机组跳闸后又未能及时恢复保安段供电，给机组安全停运带来风险。防范措施：1、已利用机组停机机会，对#5、#6机组所有6KV 控制柜端子排进行检查，对6KV各负荷控制端子排进行清扫检查和端子紧固，对所有负荷CT二次回路进行检查其接地和绝缘情况，并对保护二次回路进行全面的图纸核查。2、完善检修电气设备巡检，对#5、#6机所有6KV保护装置巡检时查看并记录保护启动情况和运行电流情况，分析保护装置启动及运行电流是否正常。3、加强设备巡检，通过查看6A锅炉变保护动作记录，在此次保护动作前，已多次来“接地保护启动”信号，但均因未达到保

51、护动作值而返回，若能及时发现并进行分析保护多次启动的原因，完全可以避免保护误动作事故的发生。4、加强运行人员的技能培训，强化类似不安全事件的仿真机演练，同时各值对此次事件进行了讨论学习并形成总结，不断提升运行人员的应急处置能力。运行部已编制所有6KV段、PC段跳闸失电的事故处理预案，各值班员利用学习班、仿真机进行学习讨论，提高事故处理能力。5、已按照RB试验总结会议纪要要求，逐条进行了落实，完善了逻辑控制过程。6、#6机组柴发经过厂家人员检查处理，已可靠备用，确保厂用电系统故障时可靠启动，确保机组安全停运。3.2.5 #6发电机中性点CT二次线绝缘皮破损接地异常分析一、异常发生时间：2013年

52、06月04日20时19分二、异常发生前运行方式：#6机组协调投入，AGC投入、指令900MW，机组负荷900MW，总煤量330t/h，给水流量2833t/h，A、C、D、E、F制粉系统运行。6发电机正常运行，发电机定子电流Ia：19.35KA、Ib：19.4KA、Ic：19.45KA，负序电流：82A，发电机定子电压Uac:26.9KV、Uab：27.1KV、Ubc：27.1KV，零序电压：0.4KV，主变高压侧有功869MW，主变高压侧电流：Ia：926A、Ib：942A、Ic：932A。三、事件经过及处理情况：2013年06月04日20时19分，#6机组值班员监盘发现机组负荷由900MW突

53、降至703MW，总煤量323t/h，给水流量2678t/h，检查发现发电机A相定子电流突降至8.6KA，B相定子电流19.35KA，C相定子电流19.17KA，负序电流升至3470A，汽机主控至100%，#4高调开度100%，主变高压侧有功、高压侧电流、给水流量、总煤量无大幅波动。20:20 发现机组异常后值班员立即解除机组协调，解除给水自动，解除燃料自动。检查发电机定子线圈温度正常，发电机转子温度正常，发电机定冷水系统温度、流量正常，氢温无异常，各冷却水温度调阀无增大，派巡检就地检查发变组保护屏无故障报警，检查画面主变高压侧有功907MW、主变高压侧电流：Ia：963A、Ib：985A、Ic

54、：939A，判断发电机内部无异常，怀疑测量或显示回路有故障。通知检修相关人员检查。手动控制减负荷，维持过热度在25左右。20:40 以#6主变高压侧有功为当前机组负荷参考值，维持机组负荷730MW，煤量276t/h，给水流量2211t/h，降负荷过程中主汽温，再热器温平稳，维持机组稳定在该工况。检修部电气人员到场根据异常现象及设备图纸资料进行检查和分析，检查重点围绕发电机测量回路开展，发电机测量用CT为中性点侧4LH，可能发生该回路A相不稳定的两点接地故障。经检查发现4LH B-C相接线盒间连接线防护套管丝扣脱落下垂，初步分析可能此处即为故障点。对4LH测量二次回路做进一步检查处理，打开接线盒

55、检查发现4LH B相接线盒内穿越的一根A相CT二次线绝缘皮与外壳固定螺栓发生碰磨破损（A相LH二次线经过B相LH接线盒），导体外露接地，造成电流分流，实际测量值减少约2/3。电气专业人员立即将该CT根部进行封闭，将破损绝缘用高压绝缘自粘带和绝缘胶皮进行包扎，对脱落的连接管进行紧固和绑扎，检查回路没有问题后恢复了CT接线，并对中性点所有LH防护套管进行紧固和绑扎，处理正常后检查#6发电机各参数显示正常，汇报值长投入机组协调。四、原因分析1、由于#6发电机CT本体处震动较大，CT二次接线盒之间连线防护套管丝扣固定不牢滑脱，该套管与测量回路导线碰磨，造成二次线绝缘皮破损接地，测量回路电流分流，发电机

56、功率、负序电流和A相电流参数测量异常（降低），造成该CT所带功率变送器异常（降低），进而造成机组DCS、DEH功率测量异常（突降），机组协调误动。三单元发电机CT配置图如下图所示，故障的CT即为发电机测量回路专用CT，而用于保护、励磁调节等回路的CT并无异常，所有在此次异常中仅画面显示发电机功率、定子电流等参数显示异常，而保护装置等均无异常。发电机CT配置图2、2013年5月#6机组临检期间，按照厂部要求，电气二班对发电机所有的CT本体二次线进行了检查和紧固（票号W176DQ2013050036），工作重点放在了防止CT开路的CT端子紧固上，忽略了对防护套管的固定情况的检查，未能发现存在的碰磨

57、情况。五、暴露问题和防范措施暴露问题：1、#6发电机自投产以来一直存在振动较大的现象，长期振动下易造成其附属设备发生异常。2、#6发电机基建过程中安装、施工工艺较差，发电机本次CT二次线套管安装不紧固，留下安全隐患。防范措施：1、检修部已对我厂#5、#6发电机机端和中性点LH接线盒连接管进行检查和紧固，防止脱落磨损二次回路。#1-#4发电机也进行了上述检查工作，防止类似事件再次发生。2、利用机组检修时增加对发电机LH接线盒连接管的检查项目，特别是盒内的二次线绝缘检查。在防护套管端部对二次回路导线用胶皮进行包扎防护。3、#6机组检修时已对受损的4LH电测用CT A相电气二次线缆进行了更换，对所有

58、CT回路进行绝缘测试正常。4、电气专业已讨论并制定方案，结合集团公司安评专家提出的意见，对全厂发电机组功率变送器的模拟输入和电源回路设计进行分离改造，确保送至热工DEH和协调的多个功率信号不因某一点的问题而全部受到影响。5、运行部、检修部加强现场设备的巡视检查工作，尽早发现控制、测量等重要回路电缆碰磨等重要隐患。6、值班员要加强培训，掌握发电机参数的关联性，提高对参数变化的敏感性，以提高发电机运行参数异常情况下的分析判断能力。7、各值班员仿真机学习机会进行发电机功率信号故障的模拟演练，确保异常发生时能快速判读、准确处理，防止事故扩大。3.2.6 #6机EH油泵备用泵无法启动异常分析一、异常发生

59、时间：2013年07月05日22时20分二、异常发生前运行方式：#6机组负荷605MW，6B EH油泵正常运行、6A EH油泵备用，根据定期工作安排，7月5日中班进行#6机组EH油泵定期轮换工作。三、事情经过及处理情况：2013年07月05日，根据定期工作安排，进行#6机组6B EH油泵切换至6A EH油泵运行工作，22:20 就地检查后远方启动6A EH油泵时无法启动，就地检查6A EH油泵控制柜内动力、控制电源均正常，通知检修检查处理。检修检查发现6A EH油泵停止后其控制回路1ZJ2中间继电器因感应电励磁，导致其启动回路无法接通，远方、就地均无法启动。6日1：16 将6A EH油泵控制回

60、路停电后重新送电，1ZJ2中间继电器失磁，启动回路正常，远方启动6A EH油泵正常。感应电产生原因需等停机机会对控制柜全面检查分析。四、原因分析：1、三单元EH油泵均设就地控制柜，每台EH油泵均有独立的控制回路，远方启停、EH油泵运行反馈等均通过该控制回路实现。2、EH油泵控制回路如下图所示，1ZJ2为停止回路中间继电器，其常闭接点在启动回路中，若EH油泵停运后1ZJ2中间继电器因感应电压等原因始终励磁，其常闭接点打开，启动回路无法接通，此时远方、就地均无法启动。此情况下将该EH油泵控制电源停电使1ZJ2中间继电器失磁后其启动回路正常，EH油泵可正常启动。 EH油泵控制回路图五、暴露问题和防范

61、措施暴露问题：三单元EH油泵电源回路设计繁琐、元器件众多，易发生继电器因感应电造成回路故障的情况发生。防范措施：1、做好机组各备用负荷的定期轮换工作，发现备用设备无法正常启动时要及时查找原因，防止重要设备失去备用，同时在进行设备轮换时要做好备用设备无法启动的事故预想。2、三单元EH油泵控制柜设计繁琐、元器件众多，已利用机组检修时拆除控制柜，采用MCC段直接控制方式，降低故障率。（现#5机、#6机EH油泵就地控制柜已经取消，EH油泵启停由MCC上开关控制）3、加强重要设备的巡检工作，发现异常及时汇报，并联系检修人员检查处理。3.2.7 #6机组6A锅炉变高压侧开关PT断线告警异常分析一、异常发生

62、时间：2013年07月28日10时10分二、异常发生前运行方式：#6机组负荷835MW，给水流量2453t/h，给煤量340t/h，6A、6B汽泵运行，6A、6B、6C、6D、6E、6F制粉系统运行，6A锅炉变运行正常，高压侧电流36.8A，锅炉PC 6A段母线电压394V。三、事件经过及处理情况：10:10#6机组巡检值班员就地发现6KV厂用6A段6A锅炉变高压开关报警灯亮，巡检翻看WDZ保护报告，显示7月28日00:32 ACT PT断线报警00:34 RET PT断线报警；00:35 ACT PT断线报警00:38 RET PT断线报警；2:00 ACT PT断线报警4:19 RET P

63、T断线报警；联系检修人员检查处理。检修人员到场检查后告知就地检查保护装置UBC电压显示为零，实际测量端子排上电压UAB、UBC、UCA三相电压均为105V左右，测量保护装置上接线处电压三相也正常，为105V左右，根据保护报警记录分析，怀疑为保护装置采样板异常，经与厂家联系，分析也是怀疑保护装置问题，建议先观察运行几天，如果再来PT断线报警，更换采样板或者保护装置。16:04 6A锅炉变高压侧开关再次来PT断线报警，检修通知需停变压器处理。21:45 将锅炉PC 6A段由工作电压转联络电源运行，6A锅炉变转冷备用，许可开工抢修单W176QX2013070282（#6机6KV厂用6A段6A锅炉变保

64、护装置更换）。22:50检修押回此抢修单，交待工作已结束写交待。恢复工作票措施，将6A锅炉变由冷备用转运行，正常。锅炉PC 6A段由联络电压转工作电源运行正常。四、原因分析：设备可靠性差，6A锅炉变高压侧开关保护装置运行中故障，为防止保护误动，停电进行更换。五、暴露问题和防范措施：暴露问题：设备可靠性差。防范措施：1、加强设备巡检，及时发现设备异常。2、各值班员学习运行部各PC段失电事故处理预案，做好重要PC段失电事故预想。3.3 2014年异常分析3.3.1三单元0.4KV脱硫公用MCC B段B回收水泵开关故障异常一、异常发生时间：2014年01月06日19时36分二、异常发生前运行方式：2014