电厂生产事故电气典型事例剖析

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1、电厂生产事故电气典型事例剖析案例 1#3 机组照明段刀闸故障拉弧灼伤操作员事件机组照明段刀闸故障拉弧灼伤操作员事件一、事件的经过1998 年 8 月 25 日 8：55 分，因检修工作需要运行值班员将期电气楼零米总电源刀闸停电，开工检修公司照明班“西 608-011”电气第二种工作票。9：00 终结。9：08 副单元长下令将期电气楼零米照明总电源刀闸送电。操作人在送期电气楼零米总电源刀闸，将刀闸推入时，在操作人的左下侧有一备用刀闸电源侧短路拉弧将操作人的左臂轻度灼伤。故障刀闸与操作的刀闸示意图如下：二、事件的原因初步分析在事件后，在安监人员组织下，运行部、检修部的有关同志对此次事件的原因进行了

2、分析。初步认为是如下原因：故障的刀闸电源侧要操作的刀闸（电气楼零米照明）故障的备用刀闸接线处由于机械损坏，强度不够，在操作员推另一刀闸时，将此刀闸的接线鼻子处振动脱落，造成短路。此外，下列情况也是在操作中应注意的：1、在操作中，防止备用刀闸中卡保险的弹簧弹出，造成短路。2、操作人手中持有的金属物在推刀闸时脱落，也会造成短路。3、在操作时，先应检查母线上方无异物，以防在推刀闸时，由于振动，使异物脱落造成短路。三、防范措施为了防止再次出现此类事件，运行部特制定如下措施：1、电气操作应严格执行两票制度，实行操作监护制度。2、操作时应戴绝缘手套，操作人应精神集中，不允许一边拿着工具（如摇表，钥匙等），

3、一边进行操作，以免工具滑落碰到带电设备，造成人为短路或接地。3、对刀闸操作应严格执行有关规程对刀闸拉、合的规定。4、在操作此刀闸时，合不上或有异常放电声，不得强拉开或合上。应汇报单元长，通知检修人员来处理。5、在操作或巡检时发现设备名称与实际不符时应立即上报运行部，不得私自更改。6、6#3、#4 机组 380V 刀闸停、送电应戴护目眼镜（正在联系购买）。7、在有停机机会配合检修部将#3、4 机组 380V 所有的刀闸均检查一遍，及时发现存在问题的刀闸，消除事故隐患。案例 2 4A 小机推力瓦烧损并导致机械损坏事故4A 小机推力瓦烧损并导致机械损坏事故一、事故经过1、事故前有关设备状况 2000

4、 年 5 月 11 日中午 13:00 时许，运行人员通知汽机检修，#4A小机保安油压低，润滑油压高。中午 13:30 分，谏壁电厂王勤、金峰办理 405032 号“#4 机 A 小机润滑油压力调整”热力机械工作票并进行工作，当时检查工作油压值为 9.5KG，调整减压阀半圈油压无变化，即恢复原位。将所开的 405032 号工作票办理“作废”。2、4A 小机第一次停运（跳闸）5 月 12 日 1 时许，当值值班人员发现 4A 小机直流油泵在运行状态，当时 4A 小机润滑油压 179Kpa，A 主油泵运行，B 主油泵备用，联锁投入，经查曲线和事故追忆，发现直流油泵联启时的润滑油压约130 Kpa。

5、1:01 分，值班人员在确认直流油泵联锁在投入位置后，将直流油泵停下，见润滑油压下降很快（最低值约 124Kpa），随即将直流油泵重新联启，此时，4A 小机保护动作跳闸（后经热工查为“润滑油压低”保护动作），见电泵未联启，即手启电泵，恢复锅炉给水正常。1:07 分，4A 小机转速为零，润滑油压为 161 Kpa。在此过程中“润滑油压低”报警信号一直未发出。4A 小机跳闸后，运行人员对小机润滑油系统做了启动试验，结果如下：A 主油泵与直流油泵运行，停止直流油泵，润滑油降至 102 Kpa直流油泵又联启，润滑油压升至 166 Kpa。A、B 主油泵分别单独运行与 A、B 主油泵同时运行，润滑油压均

6、为 20 Kpa 左右。3、4A 小机第一次启动1:50 分，检修人员到现场调整减压阀后，A 主油泵运行，润滑油压稳定为 189 Kpa。1:55 分，4A 小机冲转，2:11 分，转速3000rpm，2:18 分，交锅炉运行。2:22 分值班员发现直流油泵又联启（盘上显示联启时间 2:20 分,此次也无“润滑油压低”信号报警），再次通知检修，2:45 分检修人员再次到场处理减压阀缺陷，在调整过程中，润滑油压由 160 Kpa 降至 135 Kpa，小机推力瓦温度显著上升，运行值班员并将这一情况告知检修人员。4、4A 小机第二次停运（打闸）3:05 分，小机推力瓦温度（测点 05T3917）达

7、 85，且仍上涨，盘上手打 A 小机，该测点温度迅速下降至 40。在前述过程中，汽机值班员曾注意到小机推力瓦另一测点 05T3918 推力瓦工作面温度显示未与测点 05T3917 同步增加，而是在一固定值不变。当时认为是测点质量坏，但并未将此一情况做出汇报并通知检修人员。3:30 分，检修人员要求停直流油泵，继续调整减压阀，调至 4:50 分，无法将润滑油压调至稳定，告知运行白班处理。12 日上午，检修人员继续调整 4A 小机减压阀未果，下午更换一新的减压阀，16:50 分终结工作票。5、4A 小机第二次启动 17:12 时,启动 4A 小机油系统,调整润滑油压为 148 Kpa,18:59时

8、小机冲至 3000rpm，19:18 时并 4A 小机减电泵出力，19:35 时电泵退出运行。19:40 时 4A 小机再循环调门波动，热工告无法处理，关 4A小机再循环前截门。20:30 分 4A 小机入口流量波动，解小机给水自动，联系热工查找原因。21:10 分发现 4A 小机低压调门开至最大，联系热工检查 MEH 系统，减少机出力，对 4A 小机进行全面检查，就地 4A 小机低压调门已全开，推力轴承回油温度高，推力轴承温度高至 70，支撑轴承温度 49。21:19 分启电泵（当时负荷 265MW），减 4A 小机出力，推力轴承温度明显下降。6、4A 小机第三次停运（跳闸）21:26 分，

9、4A 小机转速至 3800rpm 时突然跳闸，由于热工保护在4A 小机第一次跳闸时没有复归，热工未查出动作保护的记忆。4A 小机推力瓦温度随着负荷下降而明显下降。二、设备损坏情况 经初步检查：给水泵推力轴承工作面瓦块严重磨损，非工作面瓦块轻度磨损，#3 轴承乌金面过热起皮，#4 轴承类似#3 轴承稍重些，给水泵轴向位移约 8-9mm，泵本体部件损坏（泵芯损坏状况待解体），推力瓦块工作面测温元件损坏。三、事故原因 1、在#4 机组大修结束，机组运行刚刚几天的时间里，4A 小机减压阀即发生运行不稳定的问题，4A 小机减压阀的检修质量存在问题。是此次事故的起因。2、事故前，4A 小机润滑油系统存在缺

10、陷，但汽机检修人员未能完成缺陷消除工作，为事故的发生埋下隐患。3、在事件过程中，检修数次调整 4A 小机减压阀都未消除存在的缺陷，成为事件不断演变扩大的主要因素。4、小机直流油泵是事故油泵，在 4A 小机第一次跳闸前，运行值班员在没有认真分析和汇报请示的情况下，将直流油泵停止运行是不适当的。5、在 4A 小机第一次启动后，运行值班员未将推力瓦工作面温度测点显示异常的情况做出汇报并通知检修人员，检修人员也未对推力瓦温度的大幅变化引起足够的重视，失去了对推力瓦磨损做出判断的机会。6、在第二次启停机中，运行、检修人员均未及时发现给水泵推力轴承瓦块已经发生磨擦。第三次启机过程中，值班员在现场检查时，未

11、及时发现给水泵推力瓦块发生磨擦，导致轴向位移过大，给水泵本体动静部份损坏。7、小机推力瓦温度测点安装位置不到位，不能准确反映推力瓦的真实温度，使测温偏低，为推力瓦磨损的判断增加了难度。8、小机润滑油压力低保护整定偏低（可由目前的 65Kpa 提高到78.5 Kpa）,在小机润滑油压低时,恶化了推力瓦的工作状况，未能起到完全保护的作用四、事故暴露的其它问题 1、在 4A 小机第一次跳闸后，电泵未能联启。2、热工“小机润滑油压力低”报警，在几次直流油泵联启时都未发出信号。五、反事故措施 1、检修人员要进一步增强安全意识，提高检修、维护技术水平，维护要及时，重要设备不可以反复修而不好。在设备大小修时

12、要坚持“三级”验收制度，各尽其责，把好设备检修和维护的质量关，为运行提供安全可靠的设备。2、小机直流油泵联启情况下，运行人员要分析直流油泵联启时的润滑油压情况，确系润滑油压低联启，不允许擅自停止直流油泵的运行，应通知运行部专工和检修人员进一步对设备存在的问题做出判断，需要停小机处理的，检修应申请停小机消除设备缺陷。3、运行人员对于发现的设备缺陷或异常情况（如 4A 小机推力瓦工作面温度测点 05T3918）要及时汇报并通知检修。4、热工分部对小机推力瓦温度测点的安装情况进行全面检查，调整安装位置，使其能准确反映推力瓦的实际温度，并提出推力瓦温度高跳闸时保护方案，报批后实施。对直流油泵的联启定值

13、与润滑油压力低的报警及保护跳闸定值进行校验与整定。5、热工分部与运行部共同解决电泵联启过程中，由于密封水调整门开启延时造成不能及时联启的问题，以防止电泵联启不及时，造成锅炉水位异常。6、运行人员要加强对设备的巡视检查，特别是对大小修后设备的启动，一定要更细心，通过看、听、摸、闻等手段不断积累经验，提高分析判断设备运行状况的能力，做到设备发生异常及时联系处理，避免事故扩大。案例 3#1 发电机出口 2PT 发生 C 相短路#1 发电机出口 2PT 发生 C 相短路一、事故经过2000 年 9 月 28 日 21 时 45 分，#1 发电机控制屏“定子接地”光字牌信号来，运行人员检查发电机保护屏见

14、定子接地保护确已动作，且复归不掉，察看发电机各电气表计及各部温度，未见异常。即派人到现场检查，至发电机出口 PT 柜处检查未见故障迹象，至发电机出口 PT 端子箱测得 PT 二次电压数值不正常，运行人员迅速通知检修。电气分部、相关班组的检修人员以及厂领导、有关部领导、专工都以最快的时间赶赴现场。检修人员经过对发电机 PT 二次各电压的測量、分析，判断为 C 相接地。23 时 45 分，#1 发电机解列，经检修人员进一步试验检查，确认2PT 发生 C 相一次线圈短路接地，随即对该 PT 予以更换。9 月 29 日 7 时 55 分，#1 发电机并网。二、事故原因：自建厂以来，我厂发电机出口 PT

15、 已烧损 4 次，会议分析认为：发电机出口 PT 二次不会存在过载情况，其运行虽在一定程度上受外部环境的影响，但其发生短路故障的主要原因还是产品制造质量问题。三、防范措施：1、发电机中性点电流表是判断发电机定子是否接地的重要依据，电气高试班要在机组停机检修时，对#1-4 发电机中性点电流表及回路进行一次全面检查，保证其准确性。2、电气继保班对各机组发电机出口 PT 二次端子箱内端子进行重新标示，以方便运行人员测量。3、运行部要组织电气值班员，对在发电机“定子接地”信号发出情况下，如何做出快速判断和处理进行认真总结，明确规定检查和操作步骤。4、电气分部及高压班要对该种型号 PT 的使用情况做进一

16、步了解，确认制造质量存在问题后，可考虑换型。案例 4#3 发电机碳刷烧损事故#3 发电机碳刷烧损事故一、故障经过 12 月 10 日 8 时 31 分，#3 发电机有功负荷 200MW，转子励磁电压 232V，励磁电流 1850A。#2 机谏壁大修人员发现#3 发电机 12 米碳刷处冒火花并有焦糊味，运行人员到现场检查发现碳刷严重冒火后，立即将发电机无功负荷由 80MVAR 降至 18MVAR，但冒火情况继续恶化，并发出发电机转子一点接地信号。8 时 42 分，运行人员手动断开#3 发电机 2203 主开关，汽机联跳，紧急停炉。二、碳刷损坏情况 停机后检查发现，#3 发电机励磁机 10 组碳刷

17、盒均有不同程度烧损，其中四组已严重烧毁；导电板有轻度烧伤，环氧隔板一侧过热焦糊，滑环有中度电烧伤痕迹，绝缘套边缘轻度烧伤，励磁机挡风环受热变形。三、碳刷烧损的原因分析 碳刷烧损是由初期的碳刷打火发展而来的。碳刷打火应有以下几种原因：1、滑环、电刷、刷握及刷架表面脏污；2、刷握边缘卡涩、弹簧压力不匀；3、机组轴系振动较大，带动滑环一起振动。由于以上原因造成一些碳刷接触不良，接触电阻增大，使碳刷间电流的分配不均匀度变大，引起碳刷打火。碳刷打火后开始发热，由于碳刷的负温度效应，碳刷的接触电阻变小，这样，流过该碳刷的电流将增加，则该碳刷愈加发热，直至接触电阻降至饱和最低值，流过的电流至饱和最大值。如此

18、恶性发展，使碳刷持续受热升温。同时,碳刷引线由于流过很大电流，也发热升温，经过一段时间后，温度达到碳刷引线（紫铜）的熔点温度时，碳刷的引线烧断，该组碳刷退出运行。当故障极部分碳刷引线烧断或受热变形卡涩退出运行后，正常运行的碳刷将承担全部转子电流而出现过载现象，导致其过热升温，并重复上述碳刷的恶化过程。随着碳刷恶化程度的发展和数量的增加，碳刷打火愈演愈烈，并形成环火，产生很高的热量，直至烧损碳刷各部件。四、事故责任发电机碳刷打火而发展为碳刷严重烧损，与机组轴系振动较大，碳刷本身结构和质量存在一定问题，如碳刷 弹片压力不均等因素有关，同时，暴露出检修人员在发电机碳刷的维护、检查方面还存在一定问题：

19、1、碳刷各部件表面脏污，清扫不及时；未定期测量碳刷的均流情况，使碳刷平时即使在未打火的情况下，均流情况也不好；2、11 月底，#3 发电机碳刷曾数次打火，并发生一次引线烧断情况，检修人员虽进行了处理，消除了碳刷打火现象，但碳刷的整体工作状况并未得到根本改变。3、检修部电气分部应对此次事件的发生负主要责任。4、发电机碳刷烧损有一个产生、发展和恶化的过程。运行人员未及时检查发现碳刷打火现象，对此次事件的发生负有次要责任。五、防范措施1、运行人员要加强对运行机组的巡回检查，及时发现碳刷打火现象。如发现碳刷打火，除及时通知检修人员外，应尽快戴上绝缘手套，提拉碳刷，以及时消除卡涩、过热及异常振动，恢复碳

20、刷滑动自如。2、检修人员每天巡视一次，检查刷架结构、滑环与碳刷间隙、碳刷恒压弹簧等应符合要求，及时更换过短、损坏、发热变形的碳刷。3、检修要采取技术措施，采用新工艺研磨碳刷接触面，使新换碳刷接触面与安装位置滑环弧面接触良好。4、检修人员每次停机时，用压缩空气进行吹扫，清除刷架、刷握、滑环等处的积灰和污垢，使碳刷活动自如。5、检修人员每半月测量一次碳刷的均流度和温度，便于发现过热、接触电阻大的碳刷和评价碳刷的均流度。6、在以后的机组大、小修中，对滑环进行抛光处理。7、对发电机碳刷的改造的必要性进一步予已确认。案例 5#4 主变异常运行事故主变异常运行事故一、事故经过2000 年 12 月 20

21、日 16 时，#4 发电机有功负荷 297MW，无功负荷 170MVAR。运行值班员接班后检查设备发现，#4 主变运行声音异常，发出沉闷的“嗡嗡”声，立即通知电气检修并向值长汇报，同时，要求机炉值班员减负荷。16 时 45 分，#4 发电机有功负荷减至 200MW，无功负荷减至 150MVAR。18 时 40 分，值长令准备停机。19 时许，#4 机 6KV 厂用电由高厂变倒至#2 启备变供电。19 时 55 分，#4 发电机有功负荷 15MW，无功负荷 100MVAR，采用励磁调节器“DC”方式与系统解列，当执行到将#4 发电机励磁调节器“AC”切至“DC”方式时，#4 发电机“强励动作”信

22、号发出，定子电流突增，最高至 13900A，约 2 秒后恢复正常，当时在#4 主变本体处的电气分部主任，听到#4 主变声音突然变大，用对讲机联系主控值班员，要求立即将#4 发电机解列。20 时 02 分，运行值班员将#4 发电机解列。二、#4 主变的检查情况#4 发电机停机后，电气分部高试班于 12 月 21 日对#4 主变绝缘电阻、绕组介质损耗、泄漏电流、绕组直流电阻进行了测试，试验结论：合格。#4 主变本体绝缘油色谱试验，总烃较高，为 155.2，其它气体含量合格。#4 主变套管绝缘油色谱试验结果正常。经厂部组织有关人员研究决定，将#4 主变本体绝缘油抽出，从人孔门进入主变本体内部，进行全

23、面检查。经厂家及我厂有关人员认真细致的检查，发现#4 主变本体内部存在如下问题：1、变压器低压侧 B 相软连接（靠 A 相侧）对紧固件放电，形成环流，软连接线有烧焦痕迹；2、从变压器低压侧 B 相人孔门看进去，一工艺镙栓松动，有明显过热痕迹；3、变压器低压侧连接固定镙栓凹凸弹簧垫装反；4、变压器箱顶支撑架固定垫块松动；5、变压器中性点套管绝缘筒松动（其固定镙栓松扣）；6、变压器个别磁屏蔽条松动。三、#4 主变异常运行原因#4 主变装配工艺质量存在一定问题，个别镙栓及紧固件松动，平时运行中就较我厂其他主变声音为大。据了解，12 月 20 日，系统曾进行线路试投操作，并同时发生系统内四台主变压器声

24、音异常的现象。分析认为：由于系统操作产生倍频谐波，当谐波频率与主变固有振荡频率相同时，主变发生共振现象，主变内部某些松动点振动发热，主变本体在振动的同时发出较大声音。另外，停机时，运行人员在将#4 发电机励磁调节器“AC”切至“DC”方式时，出现#4 发电机“强励动作”信号发出，定子电流突增的现象，是励磁调节器在切至“DC”方式时，DC 单元产生波动，引起励磁增加造成。四应采取的措施1、电气、化学分部继续加强对全厂主变及其它重要变压器的运行监察，坚持每三个月进行一次变压器油气色谱化验分析，坚持按规程要求进行定期试验、检修。2、电气分部在已对#4 主变进行放油做内部检查及处理的基础上，对 13

25、主变在大、小修中，逐台进行放油做内部检查，发现问题及时消除。3、电气分部继保班继续查清励磁调节器在切换时引起励磁波动的原因，并予以消除。附：关于#4 主变异常运行及检修情况的说明 自 2000 年 12 月 20 日#4 主变出现异常运行情况并进行检修以后，由于#4 主变的总烃不断上升，又分别于 2001 年 1 月 17 日与 2001 年2 月 27 日进行了停机检修，#4 主变的总烃仍呈上升趋势。最后，结合 2001 年 3 月 13 日#4 机小修，对#4 主变进行了吊罩大修，具体情况分述如下：1、#4 主变 2000 年 12 月 20 日由于系统线路调试操作，引发变压器声音异常及震

26、动，同时伴随油的总烃升高，为了确保设备的安全，决定对#4 主变进行停电检修。经厂家与我们的共同努力，在现有条件下进行了全面检查，发现了一系列明显缺陷，并给予消除。（详情见：#4 主变异常运行事故分析会议纪要）2、2001 年 1 月 17 日，由于#4 主变的总烃不断上升至 1100ppm，显示主变内部还存在故障点，因此对主变进行了第二次临检，未发现问题。3、2001 年 2 月 27 日，#4 主变的总烃又发生明显的上升趋势，又停机对分接开关进行挡位切换、测量，对变压器进行滤油，也没有达到预期效果，总烃依然继续升高。4、通过上述几次的消缺检修，#4 主变存在的根本缺陷仍未得以消除，结合 20

27、01 年 3 月 13 日#4 机小修，决定对#4 主变进行吊罩大修以彻底消除此缺陷。经吊罩检查发现油总烃超标的主要原因是变压器低压侧 C 相铁芯下部夹件上拉杆镙丝松动，局部严重过热，镙帽处产生较多黑色碳化物质。吊罩后发现的故障部位是前几次进入人孔门检查无法到达的位置（由于变压器箱体空间所限，无法检查此处），只有在吊罩的情况下才能进行检查处理。#4 主变自 3 月 29 日投运以来，总烃量合格，还需观察一段时间，予以最终确认。案例 6#4 机启机过程中汽包水位高锅炉 MFT#4 机启机过程中汽包水位高锅炉 MFT一、事件经过、原因2000 年 10 月 1 日 8：21 分，#4 炉运行中失去

28、火检机组跳闸，于 10：19 分重新并网。11：22 分机组负荷 34MW，7 只油枪、一台 C磨运行，主汽压 7.8Mpa，汽包水位 79mm，锅炉主给水旁路调节阀在自动位。11：22：09 秒热工发主蒸汽流量14%信号，主给水电动门开启，此时由于运行人员在监盘和操作处理时不当，导致汽包水位高，锅炉MFT。二、采取的措施1、热工人员在主给水的画面中增加一个主蒸汽流量从 1%14%的变化值，以便运行人员监视。2、热工分部应按设计要求恢复主给水电动门的中停开关。3、目前情况下，运行人员在 14%的负荷附近，主给水阀和旁路阀的切换，尽量采用手动。4、运行专工、热工专工和电气电动头班利用停机机会，对

29、该阀门进行试验，开启时间是否在 8 分钟左右，否则必须调整，避免次类事件再次发生。案例 7#4 机一热工模件保险熔断导致机组跳闸#4 机一热工模件保险熔断导致机组跳闸一、一、事故经过：2001 年 3 月 28 日 21 点 26 分，#4 机热工 DEH 24VDC 供电保险模件中一路保险熔断，导致调门位置反馈变为-30%，因指令大于 0%，从而使调门瞬间全开，机组负荷上升，主汽压力下降，汽包虚假水位上升，达到高二值，MFT 动作。二、事故原因：事故发生后，热工人员对熔断保险所带设备进行短路及接地检查，未发现短路及接地现象，同时空冷系统工作正常。结合以往设备状况，分析是由于调门位反 LDT

30、电气特性较差，特别是在高温下性能不稳定，绝缘性能下降，导致保险熔断。三、采取措施：1、采用每一设备自用一组保险的方式，防止各设备故障时相互影响。2、将重要的同类设备分散到不同组别中，当一组保险熔断时，不至对机组运行造成大的影响。3、目前可根据各设备回路负荷实际容量并与上一级保险相配合的原则，适当增大保险容量，如由 0.5A 改为 1A。4、要采取切实措施，提高各设备元件的运行可靠性，防止各设备元件无故障情况下保险熔断。5、热工分部要做好技术和备品方面的准备工作，尽快予以实施。案例 8#4A 炉水泵电机轴承烧损事件#4A 炉水泵电机轴承烧损事件一、事故经过2001 年 3 月 25 日中班，运行

31、值班员根据运行部“#4 小修后启动检查”的规定，进行#4 炉炉水泵系统的检查。19：30 分，检查到#4 炉水泵#6 滤网前后截门时，用门勾向开方向开门开不动，同时又发现滤网旁路#9 门处于关闭状态，便认为出入口门已开，于是在检查卡上打勾、签名完成。3 月 26 日 16：30 分，值班人员在注水操作前没有仔细检查阀门状态，便开始注水排空气。3 月 27 日 02：40 分，换班后的班组未认真复查设备情况就启动了#4A 炉水泵。05：30 分停止运行。16：00 时，值接班后就地检查发现炉水泵#6 滤网前后截门未开，立即全开投入。17：05 分，启动#4A 炉水泵。18 时，4A 炉水泵马达腔

32、室温度升至 48，锅炉降压，重投炉水泵注水。22：50 分，#4A泵经多次注水均无效，马达腔室温度偏高，经请示锅炉熄火，炉水泵重新注水排气。3 月 28 日 04：30 分，启动#4A 炉水泵。05：51 分，#4A 炉水泵跳闸，马达腔室温度 48.9，过流保护动作。检修检查保护及绝缘正常。10：20 分，启动#4A 炉水泵，10：40 分，#4A 炉水泵马达腔室温度升至 43，且仍上升趋势，就地摸马达下部明显发热，手停该泵运行，失去备用。二、原因分析由于炉水泵采用水浸式电机，线圈冷却散热、轴承润滑冷却全部依赖一次冷却水，因此对一次冷却水的水质、流量、温度都有非常严格的要求。而这次启动中由于#

33、6 滤网前后截门及旁路门关闭，使一次水路不通畅，直接影响炉水泵电机的冷却和轴承润滑。另外，也由于滤网的前后截门和旁路门的关闭，形成排气死区，导致注水排气失效，泵体内形成气阻影响散热。两方面的原因导致炉水泵电机和轴承损坏。三、责任分析1、运行当值值班人员责任心不强、没有认真执行运行规程和“两票三制”，是导致事故发生的主要原因。接班人员执行检查操作敷衍了事。阀门开不动也不试试能否关得动，在阀门状态不能确定的情况下，仅凭开不动和旁路门关就主观臆断前后截门已开。第二天，启动泵之前也未做例行检查，表现出工作不负责的态度，应负此事的主要责任。注水操作前确认设备状态，使注水操作失效，并失去一次挽回事故的机会

34、，相应班组应负一定责任。2、运行部安全、生产管理人员对班组执行规程、制度中出现的问题，没有及时发现、及时纠正，管理上存在漏洞，对此应负管理责任。四、防范措施1、组织运行人员认真学习此事故通报，加强责任心、事业心的培养教育，提高运行人员执行两票三制的自觉性。2、运行部要加强班组安全基础管理工作，发现不安全苗头及时予以纠正。结合实际重新审定炉水泵启动操作票，尽快下发监督执行。3、检修人员要保证设备阀门灵活好用，为运行人员操作判断提供便利条件。案例 9#3 发电机 C 相封闭母线进水事件#3 发电机 C 相封闭母线进水事件一、事故经过2001 年 7 月 9 日 19 时 50 分，#3 发电机带满

35、负荷运行，电气值班员在对#3 发电机的巡检过程中，认真仔细，发现#3 发电机 C 相封母靠近顶轴油泵附近的一条焊缝正在向下滴水，大约每隔 34 秒一滴，地下已有大约两个巴掌大的水印，迅速汇报给班长。接到报告后，首先对#3 发电机的电气相关表计、各部温度、内冷水系统表计、氢气系统表计等进行详细检查，未发现明显异常，。由于#3发电机内冷水系统因故正在间断的进行补排，即联系邵建平停止对#3发电机内冷水的补排工作，密切监视内冷水水位下降情况，然后对#3发电机整段三相封闭母线、出口 PT 及避雷器柜、中性点消弧线圈柜进行详细检查，未发现有水迹象。汇报值长谭卫东，通知检修人员。在检修人员到来之前，为确定封

36、闭母线的运行状况，用万用表在定子接地保护端子排处测得零序电压与平时基本相同，说明尚未发生电流泄漏或接地现象，同时做好了定子接地及其它可能情况的事故预想。在此期间，还通过轻轻敲击#3 发电机封母各点，对#3 发电机出口箱附近封母用听针进行监听；密切监视#3 发电机内冷水水位流量变化及漏氢量是否增大。随后，应总工程师要求，检查#3 发电机封母微正压入口压缩空气过滤器内无水，并暂时停用微正压装置。检查#3 发电机各部连接的氢气漏氢检测仪管道，未发现有可能的漏水情况，关闭发电机各部连接的氢气漏氢检测仪管道的入口阀门。21 时 55 分，经正在现场领导同意，高压班检修人员将#3 发电机封母 C 相靠近焊

37、缝漏水处一法兰螺丝拧松后，有较大水量流出。经化学人取样进行化验检测，未发现漏氢，是内冷水的可能性较大。稍后又对靠近#3 发电机封母出口箱处三相封母底部法兰各松开一个螺丝，C 相有水漏出成线，A、B 相漏出的是油且缓慢，随即将#3 发电机封母出口箱处 A、B 封母底部法兰螺丝恢复紧固。约一个多小时后，#3发电机封母 C 相底部法兰漏水基本由缓慢的漏油替代。应苏副厂长、涂总要求，密切监视漏水漏油情况。二、设备检查情况分析认为发电机内部冷却水系统可能泄漏并漏入封母。经厂部研究决定并向中调申请，#3 机于 7 月 13 日 22 时 23 分进行停机检查。检修人员打开发电机励侧出线箱人孔门进入检查，发

38、现内冷水法兰正在漏水，出线箱底部法兰以下已积满油，油量约 150kg，且有密封油正向出线箱内漏。将该法兰拆开后检查发现，其垫片（聚氯乙烯材料）已被油浸蚀失去弹性，根据化学对内冷水取样检测所发现的，内冷水中开始含油、后来含氢的结果，认定该法兰泄漏，但封母内的油、水并非由此产生。检修人员在停机约数小时后检查内冷水发电机外法兰时，发现该法兰漏水，并观察到该水漏至发电机封母出线箱盖上，并且箱盖上还有漏下的发电机密封油，水和油由箱盖的缝隙处漏入封母箱内。进一步检查封母箱内发现，C 相定子出线软连接下部母线绝缘支撑的波纹槽内已积水，有造成 C 相母线放电及接地的可能。三、法兰泄漏的原因#3 发电机内法兰在

39、年初小修时曾进行过检修，当时发现该法兰所用的橡胶垫已老化，裂纹如蜘蛛网状，既失去弹性又无强度。为防止橡胶垫老化后析出的残渣进入内冷水，经有关人员决定，更换为聚氯乙烯材料垫。此次检查发现，该材料的垫片耐油性及弹性较差，在#3 发电机密封油长期泄漏情况下，该法兰浸泡在油中，加速老化，加之#3 机组振动较大，易产生泄漏（此次已换为耐油橡胶垫）。外法兰自机组投运后未进行过检修，所采用的橡胶垫会自然老化，加之机组振动，检修未及时跟上，也发生了泄漏。四、防范措施1、汽机分部要采取有效措施，在机组下次大、小修中解决发电机密封油泄漏和机组振动较大的问题；2、电气分部要在目前机组客观条件不利的情况下，研究选择更

40、合适的法兰垫，同时，要加强对上述法兰的检查与维护，发现问题及时予以更换；3、运行人员坚持每班对机组排油一次；4、热工分部定期检查发电机油位报警信号，保证正确可靠。案例 10#3 发电机出口 CT 开路事故#3 发电机出口 CT 开路事故一、事故经过2001 年 7 月 22 日 20 时 20 分，#3 发电机“发电机逆功率”光字牌及音响预告信号发出，检查#3 发变组保护，见逆功率保护信号灯亮，致就地检查时，#3 发电机本体有焦糊味散出，仔细检查发现其出口 CT 处有浓烟并伴有火光，迅速用 1211 灭火器灭火，通知值长、消防，并要求机炉迅速减负荷至 150MW，联系继保班值班人员，将#3机

41、6KV 厂用电倒由#2 启备变供电。因发电机出口 BA5（备用）、BA6（失磁、逆功率保护用）组 CT 二次引线有明显烧过痕迹，21 时，经涂总及值长同意，退出#3 发电机失磁、逆功率保护压板。后经继保班人员检查确认发电机出口 BA6 组 CT A 相二次已开路，随向中调申请#3 发电机停机处理。23 时 24 分，#3 发电机与系统解列。二、事故原因发电机定子出线 CT 二次无接线端子，二次输出由一段导线（多股铜芯）引出，端部焊接线鼻子，与二次电缆线用镙栓相连接。检查发现，BA6 组 CT A 相二次引线在接线鼻子处已脱焊，分析原因为：1、二次引线接线鼻子焊接不实，加之机组振动影响，造成焊点

42、脱焊。2、由于设备分工规定该 CT 的二次回路以接头处为界，CT 侧由高压办负责，二次电缆侧由继保班负责，使得在检修维护中，两班组均未对该接头进行过检查。三防范措施1、电气分部应采取切实可行的改进方法，如：在 CT 二次出线箱处安装接线端子；选择更可靠的接线鼻子并焊接牢固。2、检修部及电气分部应调整设备分工，使 CT 二次回路由一个班组负责管理，以便于检查维护，做到不留死角，避免相互扯皮。3、在改进前，电气分部尽快安排对各机组同类型 CT 二次引线进行检查，保证接头牢固可靠。案例 11#1 发变组 GIS2201 间隔 G3 气室 C 相故障#1 发变组 GIS2201 间隔 G3 气室 C

43、相故障一、事故经过2001 年 6 月 11 日上午 9 时 39 分,#1 机组负荷 300MW，事故音响突然发出，正常照明失去，发出下列光字牌信号“发电机断水”、“热工保护跳闸”、“发变组差动跳”、“主变零序跳闸”、220KV GIS“SF6 气压高、气压低（一）、（二）”等，#1 发电机出口 220KV 开关2201、灭磁开关 MK、磁场开关 41E 跳闸，#1 机 6KV 厂用工作段 1A1、1B1开关跳闸。经检查，220KV GIS 开关站 2201 间隔的 G3 气室 C 相电缆外壳上部被击穿，烧开约 2030mm 的洞（见图一），#1 主变中性点间隙过电压保护被击穿烧毁。#1 机

44、组事故跳机后，#1 机 6KV 厂用备用电源自投失败造成 1MCA、1MCB 工作段失压，0.38KV 厂用 1PCA、1PCB 工作段失压，#1 机组0.38KV 保安段失压，#1 机组照明电源、通讯楼电源失去（在通讯楼电源失去后，由于通讯电源蓄电池不能正常备用，曾造成通讯短时中断）。运行人员发现#1 机备用电源自投失败后，采用手动合 1A2 开关成功，1B2 开关同样采用手动合闸不成功。在接到运行人员#1 机备用电源自投失败通知后，检修人员迅速赶到现场，在 1B2 开关就地实验位置手动合闸四次均不成功，经检查处理后合闸成功。二、故障设备损坏情况2001 年 6 月 14 日我方会同 ALS

45、TOM 厂家技术人员对 2201 间隔的 G3 气室 C 相进行了解体检查，设备损坏情况如下：1、C 相外壳法兰靠西南方被烧出 3 个不规则的孔洞（直径13mm 之间），该气室的释放膜未动作。2、220KV 电缆锥体外附有一层 SF6 燃烧后的白色粉沫，并粘附着少量的金属熔化颗粒，电缆上导电面（触头支座）无损伤，但该触头支座均压球壳固定镙栓对封母外壳放电，均压球有40%的面积熔化。3、电缆与盆式绝缘子间的连接母线有两处严重过热，有 1/3 部分烧熔（见图二）。其尺寸与厂家技术图纸相比短 28mm，其母线保护管装反，盆式绝缘子内装面电弧烧损面积较大。4、#1 主变中性点放电间隙烧损。三、原因分析

46、1、2201 间隔的 G3 气室 C 相故障原因从事故设备的短路烧损情况及 2001 年 4 月 10 日 2201 间隔 G3气室 C 相的试验记录（环境 25气压 3.71BAR，微水 185PPM 合格）来看，可以排除 SF6 气体引起故障的因素。针对 2201 开关 C 相电缆触头支座与水平盆式绝缘子之连接短母线的两处严重过热烧损现象，厂家提出对其相同位置的非故障 A、B 两相进行检查处理。我们于 6月 15 日、6 月 16 日分别对 A、B 两相 G3 气室的电缆触头支座、盆式绝缘子及连接短母线进行了全面的检查，检查结果如下：A、B 相 G3 气室在解体前进行了气压、微水检测均合格

47、，经气体回收后拆开电缆外壳上盖，筒内较为干净无异物。拆开上屏蔽罩，检查电缆触头支座固定螺丝（4 颗 M10X45）发现均不符合力矩要求（45N.M），有不同程度的松动，电缆触头支座与盆式绝缘子之连接短母线的安装不在一条中心线上，电缆触头支座与盆式绝缘子之连接短母线的过渡两半母线的固定穿心紧固螺栓松动达不到力矩要求（50N.M），且未装碟簧（标准为三片碟簧）。B 相的电缆触头支座与盆式绝缘子之连接短母线的过渡两半母线外屏蔽筒安装反向，失去了该屏蔽筒的功效。另外，电缆触头支座与盆式绝缘子之连接短母线的过渡两半母线连接方式是一端与柱形导电体相接而另一端与球面相接，由于连接短母线的过渡两半母线只由一个

48、 M10 镙栓紧固，且母线上的压接痕迹只有接触面的 1/3，使得导电相受力不均而产生接触不良（目前，厂家已将此短母线改为梅花式短母线与球形导体相接的过渡形式）。通过对 AB 两相的检查，结合 C 相的事故现场分析，C 相的事故是由于电缆触头支座与盆式绝缘子之连接短母线的过渡两半母线的固定穿心紧固螺栓松动，达不到力矩要求（50N.M）且未装碟簧，在运行振动等原因下进一步松动，而造成接触面的接触电阻增大，当负荷电流通过时电阻损耗发热功率增加必然导致局部过热、温度升高，进而加速相互连接的金属导体电接触表面氧化，这样，又进一步增大接触电阻，形成恶性循环使连接处故障加剧，最终导致烧损、熔焊或毁坏的事故，

49、同时由于高温产生的金属蒸汽电离子，破坏 SF6 气体的绝缘性能，造成带电体对外壳放电的设备事故。2、#1 主变中性点放电间隙烧损原因由于本次事故短路点在#1 主变高压侧 220KV 电缆引入 GIS 的 C相 G3 气室处，且为永久性单相接地故障，该故障点在发变组大差保护范围。故障前我厂四台机并网运行，#1 机组有功 301MW，#1 主变中性点经间隙接地。由故障录波器录波图可见，故障时流入短路点的电流为：系统侧 28000A，#1 发电机侧 1894A（折算至高压侧），短路电流持续 80 毫秒后，发变组大差保护动作，2201 开关跳开与系统解列，但由于我厂发变组一次接线为单元接线，发电机出口

50、无断路器，对发变组来说，故障点并未断开。与系统解列后 66 毫秒，#1 主变中性点过压保护间隙击穿，主变中性点间隙零序电流保护动作（整定值 100A，而此时一次短路电流为 4080A，并逐渐衰减至 2911 毫秒消失）。3、#1 机 6KV 厂用备用电源自投失败原因根据现场检修情况表明，#1 机 6KV 厂用备用电源自投失败造成1MCA.、1MCB 工作段失压的主要原因是开关合闸锁扣装置锁扣深度不够，造成开关脱扣。开关合闸锁扣深度不够的主要原因是由于在开关检修中，为了使开关的分闸动作电压满足（额定电压的 30%-65%）要求，而进行了该部位的调整。四、防范措施1、鉴于事故的发生原因，有必要对

51、220KV GIS 其他五个间隔的电缆进线 G3 气室进行一次全面检查和处理，以防止相同的事故发生。计划在明年机组小修期间安排进行此项工作。2、此次事故抢修，由于备品备件所造成的被动局面，使我们进一步感到对 GIS 设备的备品备件储备量小问题，要尽快加以解决，以保证事故备品备件的必要库存。3、西部公司 II 期工程 220KV 变电站 GIS 设备采用 ABB 产品，并与现有的 ALSTOM 设备接口，应提前安排电厂专业检修人员的技术培训。在西部公司 II 期工程 220KV 变电站 GIS 设备安装调试时，要加强质量监督和验收工作。4、要按照检修规程和厂家规范，进一步加强对 220KV GI

52、S 设备的检修与维护，定期请省中试的专业人员来我厂，对 GIS 设备做局部放电试验。5、为避免 6KV 厂用开关由于跳闸电压过高出现拒合或拒跳的情况，尽快安排对 6KV 开关进行跳、合闸试验（尤其是对跳闸电压较高的#3、4 机 6KV 开关），并制定相应的整改措施予以解决。6、要加强对通讯备用电源直流整流装置和蓄电池设备的运行维护工作，杜绝通讯中断事件的再次发生。案例 12 380V 厂用工作 A 段开关及母线短路事故380V 厂用工作 A 段开关及母线短路事故一、事故经过：2002 年 3 月 17 日约 9 时 20 分，#1 机组负荷 280MW，值班员甲某、乙某、丙某三人执行中频机电源

53、送电操作（继保班使用中频电源进行#3 发电机励磁调节器调试）。三人至#1 机 0.38KV 厂用工作 1PCA段中频机电源开关柜处，首先检查确认开关在检修位置且在分闸状态，操作保险未装，然后用 500V 摇表测量中频机负荷绝缘，对地绝缘为30M，相间为零（中频机电动机绕组连通），将开关摇至工作位置并确认到位，送操作保险，关上开关柜门，由申合闸，合闸后当即发生短路，发出爆破声并从关闭的中频机开关柜门缝四周窜出电弧，三人迅即退后，分别至配电室门口取灭火器进行灭火，随即该开关柜间隔冒烟起火，火势并不很大，烟较浓。当乙某第一个拿到灭火器时，又发出短路的爆破声，甲某在取灭火器灭火的跑动中摔倒，在正欲进行

54、灭火的申协助下，退至配电室门口。此时，配电柜处又相继发出短路的爆破声,火势、烟雾加大。丙某马上跑至空压机房打值长 505 电话报告故障情况。与#1 机 380V 厂用工作段配电室发生上述故障同时，9 时 22 分，主控值班员首先发现的事故象征是 1A 小机跳，机炉值班员迅速进行手合电泵，打 A 磨，调整汽包水位的操作。电气班长检查厂用系统时见#1 机 6/0.38KV 厂用低压工作变 41TA 高低压侧开关（1A41-1，1A41A-2）跳闸，41TA 变压器过流保护动作光字牌来，380V 厂用 1PCA段、380V 保安 1PCEA 段母线失压，但无事故音响发出，#1 柴油发电机启动未成功，

55、强启仍不成功，派人到就地启动。此时，机组侧值班员发现 A、B、C 三台给煤机及 1PCA 段负荷均跳闸。9 时 23 分，电气班长为急于向保安 1PCEA 段送电，合#1 机 0.38KV工作 A、B 段母联开关（AB41-3），合闸后，事故音响发出，#1 机厂用低压工作变 41TB 高低压侧开关（1B41-1、1B41-2）跳闸，41TB 变压器过流保护动作光字牌来，#1 发变组各开关跳闸，#1 机 6KV 厂用备用电源 1A2、1B2 开关自投成功。随后，断开 0.38KV 工作 A、B 段母联开关 AB41-3，合 41TB 变压器高低压侧开关，再次强启#1 柴油发电机成功，IEG-A

56、自合，向保安 1PCEA 段供电，1EG-B 合不上，由 1PCB工作段向保安 1PCEB 段供电。9 时 52 分为灭火安全，将 41TB 低厂变退出运行，1PCB 母线停电。但保安 1PCEB 段 1EG-B 开关自投不成功，10 时 18 分，就地处理后合上 1EG-B 开关，保安 1PCEB 段送电。10时 28 分，#1 机 380V 工作段配电室灭火结束后，1PCB 母线恢复送电。二、设备损坏情况：故障波及#1 机 380V 工作 1PCB 段#4、5、6 三个配电柜，每个柜接两个负荷，分别是#6 柜：UPS 电源（上）、1A 真空泵（下），#5 柜：锅炉 MCCA 电源（上）、中

57、频机电源（下），#4 柜：汽机 MCCA 电源（上）、#1 闭式循环冷却水泵电源（下），其中，中频机、锅炉 MCCA、UPS电源及汽机 MCCA 电源四台开关已烧损，尤以中频机、锅炉 MCCA 电源两台开关烧损最为严重，中频机电源开关间隔下的继电室内继电器烧熔。三个配电柜开关静触头至引出小母线不同程度烧熔，二次线及端子排烧损，主母线烧损，柜内及柜上方一段各负荷电缆不同程度烧损，中频机电源开关间隔四周箱体变形，开关柜门内表面大部受电弧烧灼及烟气熏烤变黑、局部变色退火，柜门外表面局部变色退火。三、故障障原因分析：1、故障的起因是由中频机电源开关送电引发，开关为抽屉式万能限流断路器，型号：DWX15

58、C-630/2，额定电流：630A，额定短路通断能力 50KA。故障后中频机电源开关是在工作位置合闸状态且确已到位，从中频机电源开关门所受电弧灼烤痕迹看，在合闸时，开关门应当是关着的，而运行人员在将开关由检修位置摇至工作位置时，门必须打开才能操作，因此，可排除运行人员将合闸状态的开关摇入工作位置的可能。2、中频机就地电源箱配有 RT11-300A 熔断器，故障时并未熔断，且故障后测量中频机绝缘仍为故障前测量值，可排除由中频机发生短路故障造成的可能。3、从中频机电源开关烧损情况看，虽开关整体烧损严重，但开关主触头未有短路电流流过、烧熔缺损的情况，而开关的刀触头烧损十分严重，除 B 相尚保留一段外

59、，其余全部烧熔，说明故障点不在开关的负荷侧，而在开关上触头至母线之间。开关柜上的静触头为鸭咀式带弹簧夹结构，与开关的动触头接触行程长度约30mm，在开关摇入工作位置并确已到位的情况下，其接触面应足够通过中频机的启动电流（中频机电动机额定功率 132KW，额定电流 242A，启动电流应为 1000A 以下）。因此故障原因应为开关柜上固定静触头与引线鼻子接触不良，在中频机启动时通过较大的启动电流，局部产生电弧导致相间短路造成。4、短路故障发生后，380V 低压变 41TA 过流保护动作，切开 41TA高低压侧开关，工作 1PCA 段及保安 1PCEA 段失电。此时运行电气班长忽视 41TA 过流保

60、护动作光字牌来这一重要故障象征，且在运行人员仍在 1PCA 段进行送电操作未返回的情况下，违反电气运行规程，强送 1PCA、B 段母联开关，使 1PCA 母线在故障还未消除的情况下合闸送电，致正常运行的 41TB 低压变跳闸，造成工作 1PCB段及保安 1PCEB 段失电，由于#1 机工作 1PCA、B 及保安 1PCEA、B段母线同时失电，必导致机组跳闸，且保安段所接各事故油泵等设备无法启动，而在工作 1PCA 段母线短路过程中，由于二次线、配电柜及一次电缆均烧损严重，使控制直流环网线在此处中断，使得 0.38KV 公用 01PCB 段和保安 1PCEB 段控制直流失去，在工作1PCB 段及

61、保安 1PCEA、B 段恢复送电的情况下，仍有一些直流控制的事故油泵等设备无法远方启动，只能由运行人员到就地启动。综上分析认为，故障的起因是由于#1 机 380V 工作 1PCA 段中频机电源开关柜静触头与引线鼻子接触不良,中频机启动时产生放电拉弧引起相间短路。四、整改措施：1、运行部要认真总结在此次事件中的经验教训。要组织各运行班组，针对此次故障开展专题学习讨论，认真学习故障分析会议纪要，进一步深入细致分析在故障处理操作过程中存在的问题和不足之处，避免类似事件的发生。每年要增加一次事故演习，并做到能够全员参与，同时做好事故预想和其它形式的技术培训工作，提高运行值班员的业务素质和事故处理的能力

62、。2、在此次故障开关的检查中，发现中频机开关闭锁装置（防止开关本体处于合闸状态下，隔离触刀被误插入或拔出触刀座）上的脱扣执行元件脱落，并掉入开关本体侧边缝隙，从脱扣推杆被熏烤变色及脱落的执行元件较新判断，应是故障前脱落的，虽此次故障与该元件脱落无关，但也是设备一大隐患。电气分部要安排对全厂此种类型开关先进行一次外观检查（运行中的开关可以看到），对该元件脱落的开关做好登记，一旦设备停运，即时进行处理。在今后的开关检修中，要注意对闭锁功能的试验检查。3、电气低压班今后在对 380V 厂用系统设备的检修中，除对开关本体进行检修试验外，在母线停电时，要对母线进行全面检查，所有连接部位全部检查有否松动，

63、并予以紧固（包括不常用的负荷开关间隔）。4、此次故障中，#1 柴油发电机或自启动不成功，或 1EG-B 自投不上，给运行人员事故处理带来很大困难，危及机组设备的安全。电气分部要组织技术力量，采用更符合实际工作条件的模拟自启动方式进行试验检查，从中发现问题、解决问题，提高柴油机在事故情况下自动投入的可靠性。5、380V 厂用工作段负荷均为机组重要负荷及电源，中频机电源取自该处不合适，电气分部要安排落实。6、380V 及 6KV 厂用部分开关在就地合闸，对运行人员的人身安全构成一定威胁，应实现远方操作，由电气分部提出实施方案。7、此次故障，41TA 低工变首次跳闸时，事故音响未发出，电气继保班要在

64、厂用系统的检修中，加强对事故音响回路，闪光回路的检查试验，为运行人员快速发现、处理事故创造必要的条件。8、此次故障，暴露出我厂主控与现场的通讯设施不健全，使主控不能及时了解到现场发生的异常情况，不便于事故处理时的指挥与协调。应在主厂房各配电室与主控室间装设通讯设施，要求电气分部提出具体实施方案。9、特殊消防报警装置的电源应取自更加可靠的不停电电源装置，保证火灾报警可靠，由电气分部、保卫科负责实施。10、运行人员要熟悉直流系统网络接线，运行部电气专工要在各母线配电室张贴相关的直流系统网络图，为快速处理异常情况创造条件。11、生技部要组织有关部门讨论研究我厂配电室通风设备的改造方案，以保证事故处理

65、及抢修有一个好的工作环境。案例 13#3 机高厂变 CT 短路事故#3 机高厂变 CT 短路事故一、故障经过2002 年 3 月 23 日 11 时 45 分，#3 发电机有功 180MW，电气运行值班员执行#3 发电机 6KV 厂用电由#2 起备变（202T）供电倒由#3 机高厂变（23T）供电运行方式的操作，6KV 厂用工作 A 段电源切换正常。12 时 10 分，当切换 6KV 厂用工作 B 段电源，合工作分支 3B1 开关后，#3 机高厂变差动保护动作，#3 发变组跳闸。二、故障原因故障后，运行人员测量#3 机高厂变工作 A、B 分支一次绝缘合格，电气继保班分别对#3 机高厂变差动保护

66、装置进行试验检查，对#3 机高厂变工作 A、B 分支 CT 二次接线进行检查，均未发现问题，后检查#3 机高厂变高压侧 CT 时，发现变压器冷却器配电箱内#3 机高厂变差动保护用 CT 二次线端子排上，相邻的 A、B 相端子发生短路，从而确认#3 机高厂变差动保护动作即由此造成。该 CT 二次线端子排为普通二次端子排，机械强度较差，接线螺丝所配的垫片为方形。从故障端子排可见，B 相端子排上与 A 相端子排相邻的隔离挡板破碎，A、B 相端子排接线螺丝垫片已偏离水平位置约 45，致使两个相邻垫片上下角相碰接，造成#3 机高厂变差动保护用 CT 二次 A、B 相端子发生短路。电气运行值班员在切换 6KV 厂用工作 A 段电源后，其负荷电流所产生的差流尚未达到高厂变差动保护动作值，当切换 6KV 厂用工作 B段电源后，A、B 两段负荷电流所产生的差流达到高厂变差动保护动作值，#3 机高厂变差动保护动作，发变组跳闸。三、防范措施1、电气分部要安排有关班组，在机组小修时将#1-4 机变压器冷却器配电箱内的所有二次线端子排全部更换为机械强度高、防锈性能好、符合规范要求的端子排，并按二次回路功能及责任